PLANO DA OPERAÇÃO PEN 2018 SUMÁRIO...
-
Upload
nguyenngoc -
Category
Documents
-
view
216 -
download
0
Transcript of PLANO DA OPERAÇÃO PEN 2018 SUMÁRIO...
PLANO DA OPERAÇÃO
ENERGÉTICA 2018/2022
PEN 2018
SUMÁRIO EXECUTIVO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Rua Júlio do Carmo, 251- Cidade Nova
202111-160 Rio de Janeiro RJ
Tel (+21) 2203-9400 Fax (+21) 2203-9444
RE DPL-REL-0236 - 2018_PEN 2018 - Sumario Executivo.docx
© 2018/ONS
Todos os direitos reservados.
Qualquer alteração é proibida sem autorização.
ONS RE DPL-REL-0236/2018
PLANO DA OPERAÇÃO
ENERGÉTICA 2018/2022
PEN 2018
SUMÁRIO EXECUTIVO
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
3 / 76
Sumário
1 Apresentação 5
2 Introdução 7
3 Conclusões 10
4 Recomendações 14
5 Indicadores da Expansão 16
5.1 Previsões de Carga 16
5.2 Oferta Existente e em Expansão 17
5.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2018/2022 23
6 Principais Resultados do PEN 2018 25
6.1 Avaliação Prospectiva para 2018 25
6.2 Avaliação Prospectiva para 2019 28
6.3 Avaliações Probabilísticas para 2019 32
6.4 Análise Estrutural 2020/2022 37
7 Avaliações Energéticas Estruturais Adicionais 40
7.1 Atendimento ao Subsistema Nordeste 40
7.2 Situação atual do atendimento ao Nordeste 41
7.3 A segurança da operação do subsistema Nordeste 44
7.4 Crescimento das fontes renováveis não despacháveis no
Nordeste 47
7.5 Característica da geração eólica no Nordeste 48
7.6 Impacto do crescimento das fontes não despacháveis de
forma controlada na operação do subsistema Nordeste 51
7.7 Atendimento ao horário de ponta do subsistema Nordeste 56
8 Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN 60
9 Balanço Estático de Demanda Máxima 62
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
4 / 76
9.1 Série histórica de 1955 63
9.2 Série histórica de 2016 67
Lista de figuras e tabelas 73
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
5 / 76
1 Apresentação
O Plano da Operação Energética - PEN tem como objetivo apresentar as
avaliações das condições de atendimento ao mercado previsto de energia elétrica
do Sistema Interligado Nacional – SIN para o horizonte do planejamento da
operação energética, cinco anos à frente, subsidiando assim o Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE e a Empresa de Pesquisa Energética -
EPE quanto à eventual necessidade de estudos de planejamento da expansão
para adequação da oferta de energia aos critérios de garantia de suprimento
preconizados pelo Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
As análises do Plano da Operação Energética 2018/2022 – “PEN 2018” tomaram
por base o Programa Mensal de Operação – PMO de maio de 2018, no que diz
respeito à oferta, aos limites de intercâmbios entre subsistemas, aos
condicionantes referentes à segurança operativa e as restrições ambientais e de
uso múltiplo da água, existentes e previstas nas bacias hidrográficas. A expansão
da oferta de geração teve como referência os cronogramas de obras definidos pelo
MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de 2018.
Com relação à previsão de carga, os valores de energia e demanda correspondem
às projeções elaboradas para a 1ª Revisão Quadrimestral da Carga de 2018,
ocorrida em abril, que considera uma taxa média anual de crescimento do PIB no
período 2018/2022 de 2,8% a.a..
As principais diretrizes para a execução das avaliações energéticas (entre as quais
a análise de desempenho do SIN – com base nos riscos de déficit e custos
marginais de operação) estão em consonância com os Procedimentos de Rede,
Submódulo 7.2 – Planejamento anual da operação energética e Submódulo 23.4
– Diretrizes e critérios para estudos energéticos, aprovados pela Resolução
Normativa ANEEL nº 756/16 de 16/12/2016.
O PEN 2018 é composto de três volumes:
Sumário Executivo, que apresenta uma contextualização da avaliação de
desempenho do SIN à luz da experiência operativa dos últimos anos, um
conjunto de constatações recentes, de caráter geral, decorrentes da
evolução da Matriz de Energia Elétrica Brasileira e um resumo das
principais premissas, dos principais resultados e das principais conclusões
e recomendações quanto às condições de atendimento à carga do SIN nos
próximos cinco anos.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
6 / 76
Volume I – Condições de Atendimento, que apresenta, além do conteúdo
do Sumário Executivo, uma análise mais detalhada dos principais
resultados das avaliações energéticas para o horizonte 2018/2022; e
Volume II - Relatório Complementar, que, além de resultados de
avaliações complementares não apresentados no Volume I, traz ainda
conceitos básicos necessários à interpretação dos resultados, um resumo
da metodologia adotada e um conjunto de Anexos detalhando as
informações e os dados considerados nestes estudos.
Além desses três volumes, também é disponibilizado o Relatório de Informações
Visuais, cujo objetivo é facilitar a consulta técnica às principais informações do
PEN, trazendo ao público de interesse agilidade no acesso ao seu conteúdo.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
7 / 76
2 Introdução
A elaboração do PEN após o final da estação chuvosa do SIN permite mitigar a
influência das incertezas do comportamento das vazões ao longo dessa estação
do ano e, consequentemente, dos armazenamentos iniciais das usinas
hidroelétricas, que normalmente são os maiores valores observados no primeiro
ano da avaliação energética do PEN. Nesse momento, estão definidos quais os
montantes armazenados em cada subsistema que poderão ser utilizados de forma
a garantir o suprimento adequado ao menor custo possível.
No PEN 2018, assim como vem sendo feito desde o PEN 2015, as avaliações das
condições de atendimento foram divididas em dois horizontes:
No primeiro horizonte, 2018 a 2019, foram feitas análises conjunturais
determinísticas e probabilísticas, destacando-se as evoluções de
armazenamentos de cada subsistema do SIN. Em geral, nesse período as
configurações de usinas e linhas de transmissão estão definidas e
dificilmente há possibilidade de incorporação/antecipação de novos
empreendimentos.
No segundo horizonte, que compreende os três anos restantes – 2020 a
2022 e apresenta um caráter mais estrutural, são avaliados indicadores
como riscos de déficit e custos marginais de operação. Destaca-se que,
nesse período, a expansão da geração e da transmissão é preponderante
para aumentar a segurança do atendimento ao mercado de forma
estrutural. Mesmo com o equilíbrio entre a oferta de garantia física e a
carga prevista (equilíbrio estrutural), premissa do modelo institucional
vigente, situações conjunturais desfavoráveis de suprimento energético
podem ocorrer, em grande parte devido à conjugação de situações
hidrológicas adversas com a gradativa redução da capacidade de
regularização do sistema hidroelétrico brasileiro, fruto da evolução da
matriz de energia elétrica. Nesse contexto, apesar da oferta já estar
contratada através dos leilões de energia nova, pelo princípio básico do
modelo institucional vigente, o ONS deve, se necessário, recomendar ao
CMSE/EPE estudos de viabilidade da expansão adicional e/ou antecipação
da oferta já contratada para aumentar a margem de segurança do sistema,
à luz dos critérios de segurança da operação e do nível de reserva
energética que possa ser necessário para enfrentar situações climáticas
adversas.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
8 / 76
É importante observar que devido à expansão do parque gerador hidroelétrico
baseada em quase sua totalidade em usinas a fio d’água, sem a agregação de
reservatórios de regularização para fazer frente ao crescimento da carga, as
condições de armazenamentos iniciais têm tido cada vez maior importância para
as avaliações energéticas nos estudos de médio e curto prazos, impactando
principalmente os resultados dos primeiros dois anos do horizonte de análise de
desempenho do SIN, com destaque para as métricas normalmente utilizadas no
planejamento da operação energética, como riscos de déficit, valor esperado da
energia não suprida e custos marginais de operação.
Desta forma, o monitoramento contínuo das condições meteorológicas e
hidroenergéticas de curto prazo é o que deve indicar a necessidade da aplicação
de medidas operativas que reduzam, na prática, os riscos de um eventual
gerenciamento da carga, inclusive avaliando-se a necessidade de articulações
com Agentes do Setor, MME, MMA, ANA, Ibama e órgãos ambientais estaduais
para flexibilização de restrições operativas de diversas naturezas, tais como de
uso múltiplo da água e/ou ambientais.
É importante mencionar que a eficiência dessas medidas operativas, que permitem
o pleno atendimento da carga, depende fundamentalmente do nível de reserva
energética do SIN, na qual se inclui a reserva operativa do sistema para
atendimento à demanda máxima e a mitigação dos impactos da variabilidade e
intermitência da geração eólica e/ou solar. O dimensionamento adequado desta
reserva energética constitui uma importante avaliação dos estudos de
planejamento da operação e subsídios ao planejamento da expansão.
Nesse contexto, o PEN 2018, no Volume I – Condições de Atendimento, apresenta
avaliações energéticas que resgatam a aplicação dos chamados “ Indicadores de
Segurança Energética - ISE”, metodologia essa desenvolvida com o objetivo de
subsidiar ações do CMSE/MME frente às expectativas de armazenamento dos
subsistemas elétricos, para um dado conjunto de protocolos previamente
estabelecidos Cabe destacar que ainda não foram enumerados tais protocolos,
sendo a iniciativa tão somente de identificar a aplicabilidade dos Indicadores para
eventuais aplicações futuras.
Complementarmente, face as condições hidroenergéticas desfavoráveis
recorrentes no subsistema Nordeste desde 2012/2103, em particular na bacia do
rio São Francisco, bem como pela forte inserção de fontes intermitentes não
controláveis, no Volume I do PEN 2018 é apresenta também uma análise
detalhada das ações que este Operador julga necessárias para aprimorar a
segurança do atendimento a este subsistema, cotejando não só o custo elevado
da operação do parque térmico existente nesta região, que tem sido intensamente
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
9 / 76
utilizado para mitigação das variabilidades intra-day das usinas eólicas e
fotovoltaicas e para o atendimento da demanda máxima desse subsistema, como
também o fato das descontratações desse parque térmico a partir de 2022, o que
atingirá montantes da ordem de 2.500 MW até 2028.
Adicionalmente, são apresentados os balanços estáticos de energia e de demanda
máxima. Os balanços estáticos de energia são importantes para se ter uma
avaliação preliminar do equilíbrio estrutural, “Oferta versus Demanda”, e permitem
identificar a evolução de alguns atributos da Matriz de Energia Elétrica.
O Balanço de Demanda, por sua vez, tem como objetivo avaliar o atendimento aos
requisitos da demanda máxima em cada subsistema, considerando condições
eletroenergéticas conjunturais e aspectos estruturais relevantes, permitindo assim
uma análise de cunho estratégico, levando-se em consideração as capacidades
de intercâmbios entre as diversas regiões do SIN. Neste Ciclo de Planejamento
de 2018 considerou-se uma nova abordagem para a caracterização da geração
eólica e fotovoltaica no atendimento aos requisitos de demanda, fontes essas com
acentuada variabilidade ao longo do dia. Nesta nova abordagem, ao invés de
identificar-se a priori a hora de ponta de cada mês e a contribuição das fontes
eólica e fotovoltaica para o atendimento à demanda nessa hora, elaborou-se, para
cada mês e subsistema, uma curva de carga diária típica, baseada no histórico
recente, e cenários de possíveis disponibilidades horárias para as fontes eólica e
fotovoltaica. Desta forma, pode-se avaliar o atendimento aos requisitos de
demanda para cada uma das 24 horas diárias. Adicionalmente, são consideradas,
através de simulações de cenários hidrológicos com o programa SUISHI, as
perdas de potência das usinas hidroelétricas, em função da alteração na altura de
queda, e o despacho das usinas termoelétricas para atendimento energético com
os respectivos custos marginais de operação. Dessa forma, além da avaliação da
viabilidade de se atender a demanda horária, também é possível fazer uma
estimativa do custo de operação adicional para esse atendimento, mensurando os
encargos decorrentes do despacho termoelétrico acima do mérito econômico.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
10 / 76
3 Conclusões
1. Considerando a atualização das premissas macroeconômicas para a
1ª Revisão Quadrimestral da Carga, que admite uma taxa média anual de
crescimento do PIB no período 2018/2022 de 2,8% a.a, a carga de energia do
SIN deverá evoluir de 67.444 MWmed em 2018 para 78.700 MWmed em 2022,
o que representa o equivalente a um aumento médio de 3,9% a.a. da carga a
ser atendida no SIN;
2. A capacidade instalada do SIN deverá elevar-se de 155.526 MW, existentes em
31/12/2017, para 174.254 MW, em 31/12/2022. A hidroeletricidade, baseada
numa expansão com quase 100% de usinas a fio d’água, continuará como a
principal fonte de geração de energia, embora sua participação na matriz sofra
uma redução nos próximos cinco anos, passando de 67,8% (105.406 MW) para
65,6% do SIN (114.395 MW);
3. Destaca-se a permanência de incremento da capacidade eólica na Matriz de
Energia Elétrica (aumento de aproximadamente mais 3 GW em cinco anos –
25%) e aumento significativo da fonte fotovoltaica (aumento de 2,7 GW – 282%
para os próximos cinco anos), sem considerar os próximos leilões de energia
nova que possam ocorrer em 2018;
4. A análise dos custos marginais de operação identifica que, a partir de 2020, os
CMOs dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte se
aproximam, em função de reforços previstos no sistema de transmissão,
ratificando a importância da manutenção ou mesmo da antecipação dos
respectivos cronogramas de entrada em operação;
5. Sob o enfoque das condições de atendimento aos requisitos do SIN, é
evidenciada a garantia de equilíbrio estrutural, uma vez que são observados,
para todos os subsistemas, baixos riscos de déficit de energia nos próximos
cinco anos, bem como são apresentadas sobras estruturais de energia
garantida e de energia firme;
6. Não obstante, observa-se, de forma recorrente nas últimas edições do PEN,
uma maior exposição às condições hidroenergéticas menos favoráveis no curto
prazo, uma vez que o sistema vem perdendo sua “inércia hidroenergética”,
decorrente da diminuição gradativa do grau de regularização e da incorporação
cada vez maior de usinas de “safra” e a fio d´água, com acentuada
sazonalidade, muito embora o País tenha o privilégio de ainda dispor de uma
das maiores capacidades de armazenamento de água para a produção de
energia elétrica no mundo (em torno de 290 GWmês);
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
11 / 76
7. A retração econômica iniciada no biênio 2012/2013 resultou numa postergação
do consumo de energia elétrica de praticamente 4 anos, ou seja, visto de
2012/2013, o consumo previsto para 2018 seria algo em torno de
11.200 MWmed a mais do que o previsto para este ano no PEN 2018; em 2022
essa diferença, se extrapolada com a mesma taxa de crescimento média do
PEN 2013, chegaria a 15.600 MWmed. Não obstante, face o consequente recuo
da necessidade de expansão da oferta, o SIN ainda é capaz de atender uma
recuperação da carga com uma antecipação equivalente de cerca de um ano,
considerando os critérios de segurança atualmente preconizados pela
Resolução CNPE 01/2004 (riscos de déficit inferiores a 5% a cada ano, em cada
subsistema);
8. Considerando que a participação de fontes renováveis como eólicas e
fotovoltaicas na expansão da nossa Matriz é irreversível, quer pela
competitividade crescente, quer pelo importante potencial disponível ainda não
explorado, e considerando a recorrência de condições hidroenergéticas de
curto prazo desfavoráveis, principalmente na bacia do rio São Francisco e rio
Tocantins, impondo acentuados deplecionamentos dos principais reservatórios
de cabeceira do SIN ao final de cada estação seca, o ONS já vem implementado
políticas operativas diferentes daquelas até então utilizadas antes do advento
destas fontes de significativa volatilidade e até mesmo intermitência ao longo
do dia. Para se ter ideia, cerca de 50% do parque térmico disponível (em torno
de 11 GW), possuem custos operativos acima de 200 R$/MWh, chegando a
valores superiores a 1.200 R$/MWh, muitas delas com baixo incremento de
energia agregada quando despachadas por ordem de mérito econômico, o que
impacta não só a formação de preços de curto prazo como posterga a decisão
do seu despacho, esvaziando precocemente os reservatórios e,
consequentemente, reduzindo assim a segurança operativa do SIN. Soma-se a
isso o comportamento dinâmico do sistema com a penetração crescente de
fontes de baixa inércia girante, como eólicas e fotovoltaicas, o que traz sérias
dificuldades operativas, potencializando dificuldades para o controle da
frequência durante grandes perturbações;
9. No contexto do atendimento à demanda máxima do SIN, também se observa
um equilíbrio estrutural no horizonte de planejamento, embora com a
participação de usinas térmicas com CVU elevados. Destaca-se que em
cenários hidrológicos desfavoráveis e de baixa disponibilidade de geração
eólica observa-se despachos térmicos acima do mérito para atendimento aos
requisitos de demanda, principalmente da região Nordeste, o que poderá elevar
o custo final da energia através da conta de Encargos de Serviço do Sistema –
ESS;
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
12 / 76
10. Além disso, a avaliação das condições de atendimento à demanda horária,
realizada para diferentes cenários de geração eólica e fotovoltaica, indica que
embora não haja déficit de potência num horizonte de planejamento de 5 anos.
cenários hidrológicos críticos são verificados baixos armazenamentos nos
reservatórios do sistema e/ou baixas vazões as usinas a fio d’água
(principalmente as usinas do rio Madeira, rio Teles Pires e rio Xingu), ocorrendo
uma alta frequência de uso da reserva operativa de potência, principalmente no
que se refere ao recebimento da região Nordeste. O uso frequente dessa
reserva para o atendimento da demanda de potência compromete a segurança
no atendimento dessa região nos momentos em que os desvios de geração
eólica e/ou solar em relação aos montantes previstos forem elevados, ou nos
casos de rápida elevação da demanda horária;
11. Com relação aos despachos termoelétricos acima do definido pelo mérito
econômico para o atendimento à energia, a região Nordeste é a que tem a maior
perspectiva de gerar encargos de serviço do sistema (ESS). Isso se dará nos
cenários de baixa disponibilidade de geração eólica, quando o Nordeste fica
dependente de importação dos demais subsistemas. Entretanto, a reserva de
potência, através do limite de recebimento do Nordeste para fins de compensar
perdas de unidades geradoras, desvios na variação de carga, geração eólica e
solar, faz com que usinas termoelétricas de custo variável unitário acima do
custo marginal de operação sejam despachadas com frequência para o pleno
atendimento à demanda;
12. Dentre os diversos subsistemas que compõem o SIN, o subsistema Nordeste
tem apresentado fragilidades que o distinguem dos demais. Os frequentes
blecautes de grandes proporções na região e a necessidade de se contar com
geração fora da ordem de mérito para o atendimento energético e de potência
são indicadores dessas fragilidades. Considerando-se a sequência de anos
com condições hidrológicas adversas observadas na última década, e a
importância do rio São Francisco para a região Nordeste em seus diversos
usos, é razoável supor que a gestão da bacia do São Francisco será conduzida
tendo como principal objetivo a segurança hídrica, a fim de garantir os múltiplos
usos da água, ficando a geração de energia elétrica em segundo plano, sendo
resultante da aplicação da política de segurança hídrica;
13. Tendo em vista o desempenho do parque eólico instalado no Nordeste e o
potencial de crescimento da geração fotovoltaica, é razoável supor que a
penetração das fontes que não são despacháveis de forma controlada
continuará crescendo, aumentando o desafio de se lidar com a variabilidade e
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
13 / 76
intermitência dessas fontes e elevando o requisito de reserva operativa nesse
subsistema;
14. Mesmo considerando a entrada em operação das linhas de transmissão em
500 kV no subsistema Nordeste ao longo do período 2019-2022, continuará a
ser necessário lançar mão de recurso térmico para atender à demanda (energia
e potência) do subsistema Nordeste, cabendo registrar, como já comentado,
que o parque térmico existente apresenta custo de operação elevado, uma vez
que há um significativo número de geradores térmicos a combustível líquido;
15. Simulações realizadas indicam que será necessário contar com o despacho
térmico de unidades com CVUs acima de 320 R$/MWh, em montantes
superiores a 1.600 MW, para garantir o atendimento ao subsistema Nordeste
no ano de 2022. Esses resultados consideram o pleno cumprimento de todos
os cronogramas de implantação das instalações de transmissão planejadas.
Neste sentido, fica claro que na ocorrência de eventuais atrasos na entrada em
operação desses empreendimentos, a necessidade de despacho térmico será
aumentada significativamente. Neste contexto, é essencial que se disponha, no
subsistema Nordeste, de geração térmica eficiente e mais barata,
proporcionando segurança no atendimento com custos de operação menores;
16. A instalação desse parque térmico se reveste de grande importância para a
segurança do atendimento ao Nordeste, considerando o encerramento do
suprimento de energia pelas usinas contratadas nos 1º ao 7º Leilões de Energia
Nova – LEN, num total de 2.578 MW até 2028, bem como o risco de haver
descontinuidade da geração das térmicas do PPT, risco este hoje já existente
para as UTEs Endesa Fortaleza e Termopernambuco, que totalizam 860 MW
de capacidade instalada. Além dessas situações, destaca-se o contencioso
judicial envolvendo as UTEs Pernambuco III, Maracanaú I e Campina Grande,
hoje contratadas no Ambiente Regulado por Disponibilidade, o que pode
resultar na indisponibilidade dessas unidades, que correspondem a 537 MW de
capacidade instalada.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
14 / 76
4 Recomendações
1. Considerando que os resultados de um estudo dessa natureza estão
intrinsecamente relacionados com as premissas de carga e, principalmente, da
expansão da oferta prevista, é sugestão ao MME/CMSE e a ANEEL a
manutenção do estrito acompanhamento dos cronogramas de expansão da
oferta, com destaque para as seguintes instalações: usinas hidroelétricas -Belo
Monte (11.000 MW – 8 unidades geradoras já em operação comercial), Sinop
(402 MW), Baixo Iguaçu (350 MW) e Colíder (300 MW); usinas termoelétricas -
Porto do Sergipe I (1.516 MW), e Novo Tempo (1.299 MW);
2. Considerando o perfil atual de expansão da oferta, com parcela significativa de
termoelétricas, eólica e fotovoltaica, parte importante do atendimento da
demanda máxima será realizada com estas fontes. Neste sentido, é mister o
aperfeiçoamento do modelo comercial que viabilize a permanência de usinas
térmicas mais caras, que não venham a ser descontratadas pelo final dos
prazos do respectivos leilões, como reserva fria e se possa expandir a matriz
com fontes térmicas de preço competitivo e até mesmo flexíveis, para mitigar
as variabilidades diárias das fontes renováveis, agregar inércia sistêmica ao
SIN e fechar o balanço de atendimento à demanda máxima com custos mais
competitivos;
3. Neste contexto, seria importante também avaliar a incorporação na Matriz as
usinas termosolares que, embora tenham pequena participação no mercado
mundial (inferior a 2%), possuem características alinhadas com as
necessidades do sistema elétrico, sobretudo se incluírem recursos para
armazenamento de calor, ou Thermal Energy Storage - TES, proporcionando
extensão do ciclo diário de produção e atenuação das flutuações da injeção de
potência;
4. Outro ponto que poderia ser retomado à discussão refere-se à construção de
pequenos/médios reservatórios de regularização
anual/semestral/mensal/semanal, permitindo utilizar as UHEs como fonte de
controle da frequência para as situações de frustação de geração eólica e/ou
solar previstas em “D-1” e/ou no Tempo Real;
5. Face as condições específicas do subsistema Nordeste, como citado
anteriormente, recomenda-se que seja avaliada a implantação, com a maior
brevidade possível, de forma escalonada, de até 2.000 MW de geração
termelétrica, com CVU não superior 250,00 R$/MWh, valor adotado como
referência com base no CVU projetado da UTE Porto do Sergipe. A implantação
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
15 / 76
dessa fonte térmica no subsistema Nordeste poderá ser efetuada em blocos,
em função da expansão do subsistema Nordeste e da relação custo-benefício
de cada bloco a ser agregado;
6. A título de ilustração, a operação durante um mês de 2.000 MW com CVU de
250 R$/MWh, substituindo igual montante gerado em unidades do parque
existente com CVUs variando de 321,41 R$/MWh a 529,02 R$/MWh, resultam
numa economia mensal no custo de operação de aproximadamente
R$ 300 milhões. Ressalta-se a inserção dessa fonte térmica adicional diminuiria
a probabilidade de se ter que despachar unidades térmicas fora ordem de
mérito para o atendimento à demanda, tendo como benefício a redução dos
Encargos de Serviço do Sistema – ESS;
7. Tendo em vista os atuais requisitos ambientais, especialmente aqueles ligados
à redução de emissões, e as condições presentes para acesso a
financiamentos, entende-se que essa geração adicional, pelo menos no curto
prazo, deve ter por combustível o gás natural. Essa solução também traz como
vantagem a substituição das usinas com combustível líquido que são
significativamente mais poluentes;
8. Mesmo considerando o equilíbrio estrutural da oferta para os próximos cinco
anos, sob a ótica dos critérios vigentes, é importante uma avaliação conjunta,
com o CMSE e EPE/MME, quanto a metodologia de definição de uma reserva
energética (reserva de geração), como prevista em Lei, diferente da Energia de
Reserva para recuperação de lastros físicos. Essa reserva de geração deve ser
prevista na Matriz de Energia Elétrica para o enfrentamento de situações
climáticas desfavoráveis, como as que vêm sendo vivenciadas desde 2014 para
os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, uma vez que, com a perda
gradual de regularização e o aumento de fontes de grande
variabilidade/intermitência, como eólicas e solares, futuramente situações
semelhantes poderão também demandar medidas operativas adicionais para o
pleno atendimento da carga com custos elevados para o consumidor final,
mesmo em anos hidrológicos próximos à MLT;
9. É importante a finalização de estudos conjuntos MME/EPE, ANEEL, CCEE e
ONS no âmbito da CPAMP no sentido de avaliar a necessidade de atualização
dos parâmetros que mais impactam o planejamento da expansão e da operação
do SIN como o uso de Mecanismos de Aversão ao Risco (MAR), representados
por níveis mínimos operativos em conjunto com os parâmetros do CVaR, a
representação da árvore de cenários hidrológicos no modelo NEWAVE, bem
como representação topológica do sistema hidráulico, aproximando os estudos
de médio e longo prazos dos estudos de programação da operação.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
16 / 76
5 Indicadores da Expansão
5.1 Previsões de Carga
As previsões de carga adotadas foram elaboradas em conjunto pela EPE/MME,
pelo ONS e pela CCEE e foram consubstanciadas no Boletim Técnico
ONS/CCEE/EPE – “Previsões de Carga para o Planejamento Anual da Operação
Energética 2018-2022 – 1ª Revisão Quadrimestral”.
A Figura 5-1, a seguir, compara as previsões de carga elaboradas no Ciclo de
Planejamento Anual 2018, onde a diferença entre a previsão atual (1ª Revisão
Quadrimestral do Planejamento Anual) e a previsão anterior (Planejamento Anual)
para a carga do SIN é, em média, da ordem de 460 MWmed.
Figura 5-1: Previsão de Carga de Energia do SIN 2018/2022 (MWmed)
Considerando-se a premissa de crescimento do PIB de 2,8 % no período
2018/2022, a carga de energia do SIN deverá evoluir de 67.444 MWmed em 2018
para 78.700 MWmed em 2022, o que representa o equivalente a um aumento
médio de 3,9% a.a. da carga a ser atendida no SIN.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
17 / 76
5.2 Oferta Existente e em Expansão
No total, o ONS representa individualmente a operação de 150 usinas
hidroelétricas e 113 usinas termoelétricas, além do conjunto de usinas não
simuladas individualmente cujas gerações são consideradas como abatimento da
carga, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL 440/2011 e 476/2012,
composto por 774 pequenas centrais hidroelétricas (PCHs), 306 usinas a
biomassa, 622 usinas eólicas e 136 usinas solares.
A Tabela 5-1, a seguir, apresenta a capacidade instalada no SIN em 31/12/2017,
que totaliza 155.526MW, dos quais 105.406 MW (67,8%) correspondem a usinas
hidroelétricas, incluindo as PCHs e a parcela de Itaipu disponível para o Brasil e
23.236 MW (15%) em usinas termoelétricas convencionais e nucleares.
O programa de expansão da oferta de geração teve como referência os
cronogramas de obras definidos pelo MME/CMSE/DMSE para o PMO de maio de
2018 que prevê para 31/12/2022 um total de 174.254 MW – aumento de
18.728 MW, aproximadamente 12% nos 5 anos do horizonte de estudo. Destaca-
se o crescimento percentual para a expansão da fonte solar (282,1%).
Tabela 5-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW) - 31/dez
TIPO 2017 2022
Crescimento
2017-2022
MW % MW % MW %
Hidráulica (1) 105.406 67,8 114.395 65,6 8.989 8,5
Nuclear 1.990 1,3 1.990 1,1 - 0,0
Gás/GNL 12.597 8,1 15.641 9,0 3.044 24,2
Carvão 3.138 2,0 3.420 2,0 282 9,0
Biomassa 13.623 8,8 13.829 7,9 206 1,5
Outros (2) 779 0,5 950 0,5 171 22,0
Óleo Combustível/Diesel 4.732 3,0 5.018 2,9 286 6,0
Eólica 12.309 7,9 15.373 8,8 3.064 24,9
Solar 952 0,6 3.638 2,1 2.686 282,1
Total 155.526 100 174.254 100 18.728 12,0
OBS: (1) A contribuição das PCHs e da Compra da UHE Itaipu está considerada na parcela “Hidráulica”. (2) A parcela
“Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
18 / 76
A Figura 5-2, a seguir, é apresentado o detalhamento do incremento anual já
contratado e a evolução da potência instalada por fonte, indicando a participação
de cada uma na evolução da Matriz de Energia Elétrica.
Figura 5-2: Evolução da Capacidade Instalada Total do SIN (MW)
Obs:No incremento Anual UHE está incluída a parcela de Compras Itaipu
A Figura 5-3, a seguir, apresenta um levantamento dos atrasos das unidades
geradoras, por fonte, do cronograma de obras da matriz de energia elétrica
contratada do SIN em relação as respectivas datas de outorga.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
19 / 76
Figura 5-3: Atraso na Matriz de Energia Elétrica Contratada do SIN (MW)
Destaca-se da Figura 5-3, anterior, um significativo atraso na fonte hidroelétrica
(3.623 MW), dos quais aproximadamente 2.444 MW referem-se ao atraso no
cronograma de obras da UHE Belo Monte, que pode chegar a valores de até 13
meses. A fonte eólica também apresenta um atraso significativo, onde 79 usinas
seguem com seu cronograma inicial alterado, o maior montante (656 MW) está na
faixa de 1 a 6 meses de atraso, corroborando, desta forma, a importância do
permanente acompanhamento desses cronogramas pelo DNSE/CMSE.
Complementado esta análise, a Figura 5-4, a seguir, apresenta a divisão dos
atrasos nas categorias de obras em construção e não iniciadas.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
20 / 76
Figura 5-4: Potência Atrasada por Fonte – Obras em Construção e Não Iniciadas
O montante de geração térmica disponível e seu custo para despacho são fatores
determinantes no novo perfil da oferta no SIN. A Figura 5-5, a seguir, apresenta a
distribuição, por fonte, dos Custos Variáveis Unitários – CVUs do parque
termoelétrico previsto para entrar em operação até 2022. Pode-se observar, além
da grande interseção entre os custos das diversas fontes, uma elevada dispersão
- UTEs com custos para despacho variando de 16 (Carvão e Biomasa) até 41 (óleo
combustível e diesel) vezes superior ao da mais barata (nuclear).
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
21 / 76
Figura 5-5: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte [R$/MWh]
A Figura 5-6 e a Figura 5-7, a seguir, apresentam a distribuição por fonte e por
CVU da disponibilidade máxima de geração térmica, para os anos de 2018 e 2022,
respectivamente.
Figura 5-6: Distribuição das Disponibilidades Máximas por CVU e Fonte – 2018
ANGRA 220,12R$/MWh
1350MWANGRA 1
31,17R$/MWh640MW
PAMPA SUL52,50R$/MWh
345MW
ERB CANDEIAS60,00R$/MWh
17MW
NORTEFLU-160,60R$/MWh
400MW
J.LACERDA A1238,56R$/MWh
100MW
CISFRAMA284,91R$/MWh
4MW
PERNAMBU_III386,93R$/MWh
201MW
FIGUEIRA486,49R$/MWh
20MW
SYKUE I510,12R$/MWh
30MW
F.GASPARIAN548,04R$/MWh
572MW
R.SILVEIRA723,35R$/MWh
25MW
XAVANTES1268,12R$/MWh
54MW
CVU (R$/MWh)
GásGNL
Carvão
Óleo Comb. Diesel
Nuclear
BiomassaResíduos
Potência Total Nuclear = 1.990 MW
Potência Total Carvão = 3.420 MW
Potência Total Biomassa/Resíduos = 950 MW
Potência Total Gás/GNL = 15.045 MW
Potência Total Óleo Comb./Diesel = 5.519 MW
5.195 MW
Referência: Dez/2022
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
22 / 76
Figura 5-7: Distribuição das Disponibilidades Máximas por CVU e Fonte – 2022
Outro ponto de destaque da matriz de geração termoelétrica é a relação CVU
(R$/MWh) e potência instalada (MW) apresentada na Figura 5-8, a seguir.
Figura 5-8: Disponibilidade de Geração Térmica do SIN (MWmed) x CVU (R$/MWh)
ANGRA 220,12R$/MWh
1350MW
ANGRA 131,17R$/MWh
640MW
PAMPA SUL52,50R$/MWh
345MW
ERB CANDEIAS60,00R$/MWh
17MWNORTEFLU-1
60,60R$/MWh400MW
J.LACERDA A1238,56R$/MWh
100MW
CISFRAMA284,91R$/MWh
4MW
PERNAMBU_III386,93R$/MWh
201MW
FIGUEIRA486,49R$/MWh
20MW
SYKUE I510,12R$/MWh
30MW
F.GASPARIAN548,04R$/MWh
572MW
R.SILVEIRA
723,35R$/MWh25MW
XAVANTES1268,12R$/MWh
54MW
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
1.200
1.300
1.400
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000
CV
U (
R$
/MW
h)
Potência (MW)
Legenda:NuclearGás / GNLCarvãoÓleo Comb./DieselBiomassa / Resíduos
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
23 / 76
Observa-se na Figura 5-8, anterior, que a faixa de CVU em que há o maior
incremento de geração térmica está entre 100,00 R$/MWh e 220,00 R$/MWh,
onde é acrescido um montante de aproximadamente 6.500 MW de potência. Para
os CVU mais elevados, na faixa de 800,00 R$/MWh a 1.270,00 R$/MWh, não há
um incremento de potência significativo, o que acaba colaborando para a
volatilidade dos CMOs quando do despacho de geração térmica nessa faixa de
disponibilidade, o que inclusive explica a alteração de bandeiras tarifárias entre
PMOs.
5.3 Expansão das Interligações Inter-regionais entre 2018/2022
Nos estudos do PEN 2018, objetivando avaliar as condições de atendimento ao
SIN com base em uma configuração representativa da prática operativa, foram
representados como subsistemas independentes, além do Sudeste/Centro-Oeste,
Sul, Nordeste e Norte, os sistemas elétricos Acre-Rondônia (AC/RO), Manaus,
Amapá, as UHEs do Complexo do rio Madeira, a UHE Belo Monte e a UHE Itaipu.
A Figura 5-9, a seguir, esquematiza a configuração eletroenergética adotada no
PEN 2018, incluindo os nós fictícios Imperatriz, Xingu, Jurupari e Ivaiporã. Esses
nós não possuem geração ou carga associados.
Figura 5-9: Configuração Eletroenergética para o PEN 2018
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
24 / 76
As interligações inter-regionais propiciam a transferência de grandes blocos de
energia entre os subsistemas, permitindo que o ONS, através da operação
integrada do SIN, explore a diversidade hidrológica entre regiões, o que resulta
em ganhos sinérgicos consideráveis e aumento da segurança do atendimento ao
mercado. A integração entre subsistemas contribui para a expansão da oferta de
energia e para a otimização dos recursos energéticos, através da
complementaridade energética existente entre os referidos subsistemas.
Não obstante, grandes interligações com transferências de grandes blocos de
energia aumentam sobremodo a complexidade do planejamento, da programação
e da operação elétrica do SIN, no que diz respeito à segurança operativa.
No Volume II – Relatório Complementar do PEN 2018 são apresentados os
valores de limites de intercâmbio considerados para efeito de simulação com o
modelo NEWAVE e o detalhamento da modelagem adotada para representação
destes limites.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
25 / 76
6 Principais Resultados do PEN 2018
As avaliações energéticas foram realizadas com base no Modelo NEWAVE Versão
24 Linux, considerando tanto 2.000 séries sintéticas de energias naturais afluentes
como o histórico de energias naturais afluentes.
No Volume I – Condições de Atendimento estão detalhados os resultados das
avaliações intituladas “Análise Conjuntural (2018/2019)”, onde se destacam as
avaliações prospectivas para 2018 e 2019 e avaliações probabilísticas para esse
mesmo horizonte, procurando-se avaliar a evolução dos armazenamentos de cada
subsistema e os requisitos de ENAs para atingir níveis de segurança operativos
referenciais.
As avaliações prospectivas foram realizadas com os resultados de simulações
com o modelo DECOMP a partir da previsão de vazões afluentes aos
aproveitamentos do SIN, que equivalem, em média, a 86% da MLT para o
subsistema Sudeste/Centro-Oeste, 65% da MLT para o subsistema Sul, 34% da
MLT para o subsistema Nordeste (pior do histórico) e 90% da MLT para o
subsistema Norte. Como premissa, considerou-se a geração das usinas
hidroelétricas do rio São Francisco limitadas a uma vazão turbinada de 600 m³/s.
6.1 Avaliação Prospectiva para 2018
A Figura 6-1 e a Figura 6-2, a seguir, apresentam as evoluções dos
armazenamentos equivalentes e custos marginais de operação dos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, para o período seco de 2018,
bem como os montantes de geração termoelétrica do SIN.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
26 / 76
Figura 6-1: Evolução dos Armazenamentos, Geração Termoelétrica e CMO do
Sudeste/Centro-Oeste
Figura 6-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste
Considerando as premissas descritas acima, a expectativa é que no final de
novembro de 2018 os níveis dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
27 / 76
atinjam, respectivamente, os valores de 22,0% e 19,3% do armazenamento
máximo.
A Figura 6-3 e a Figura 6-4, a seguir, apresentam as curvas de permanência do
armazenamento ao final do período seco de 2018 (novembro) para os subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, respectivamente, com destaque para os níveis
resultantes da simulação determinística. Essas curvas são obtidas com uma
simulação de 2.000 séries sintéticas de ENA, condicionadas ao passado recente
(esse passado compõe a “tendência hidrológica”).
Figura 6-3: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2018 – SE/CO
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
28 / 76
Figura 6-4: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Nov/2018 – Nordeste
Da Figura 6-3, anterior, observa-se que, para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste,
a probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 22,0% de
EARmáx, resultantes da simulação determinística, é 42,9%.
Com relação ao subsistema Nordeste, observa-se na Figura 6-4, anterior, que a
probabilidade de ocorrência de armazenamentos inferiores aos 19,3% de EARmáx
resultantes da simulação determinística, é 38,2%.
6.2 Avaliação Prospectiva para 2019
Considerando a significativa influência dos armazenamentos ao final da estação
seca de 2018 nas condições de atendimento de 2019, quando haverá uma forte
dependência da estação chuvosa deste ano para reenchimento do sistema, foram
feitas avaliações de requisitos de ENAs em diferentes períodos que permitiriam o
atingimento de níveis mínimos de segurança capazes de garantir o atendimento
da carga de 2019.
Admitindo-se a hipótese de geração térmica despachada por mérito, a partir dos
níveis prospectados para novembro de 2018 (22,0 % EARMax no Sudeste/Centro-
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
29 / 76
Oeste e 19,3% EARmax no Nordeste), conforme comentado anteriormente,
avaliou-se os diversos cenários de ENAs para o ano de 2019 com os seguintes
critérios:
(i) Definição de quais os níveis de armazenamento ao final de abril de 2019
(NSPU), fim da estação chuvosa, necessários para atingir o nível mínimo de
armazenamento de 20% EARmáx em novembro de 2019, considerando a 2ª
e a 3ª pior ENA de maio a novembro de 2019;
(ii) Definição de quais as respectivas ENAs de dezembro/2018 a abril/2019
necessárias para atingir os níveis de abril de 2019 resultantes de (i);
(iii) Definição de quais os níveis de armazenamento ao final de abril de 2019
(NSPU), fim da estação chuvosa, necessários para atingir o nível mínimo de
armazenamento de 30% EARmáx em novembro de 2019, considerando a 2ª
e a 3ª pior ENA de maio a novembro de 2019;
(iv) Definição de quais as respectivas ENAs de dezembro/2018 a abril/2019
necessárias para atingir os níveis de abril de 2019 resultantes de (iii).
A Figura 6-5 e a Figura 6-6, a seguir, apresentam essas avaliações determinísticas
para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste parametrizando-se os requisitos de
ENAs e armazenamentos mínimos em novembro de 2019, 20% e 30% EARmáx,
respectivamente.
Figura 6-5: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 20% EARmáx em Nov/19 - SE/CO
OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido
30/Nov/201930/Abr/201930/Nov/2018
Qual o %EARmáx em abr/19 necessário para atingir 20% no final de nov/19, considerando a 2ª e 3ª pior ENAs
mai/19-nov/19, e quais as respectivas ENAs dez/18-abr/19 para atingi-los, partindo de 22,0% EARmáx ao final de
nov/18, com GT nov/18-nov/19 por Ordem de Mérito?
SE/CO
20%
%EARmax
ENA mai-nov/19
22,0%
90% MLT (20/87)
88% MLT (19/87)2º pior (1955) = 68% MLT
3º pior (1963) = 71% MLT
66%
69%
ENA
dez/18-abr/19
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
30 / 76
Figura 6-6: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 30% EARmáx em Nov/19 - SE/CO
OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido
Das figuras anteriores depreende-se que, para o subsistema Sudeste/Centro-
Oeste, o atingimento de 20% EARmáx em novembro de 2019 irá exigir
armazenamentos ao final de abril que variam de 66% a 69% EARmáx, dependendo
das séries críticas de afluências na estação seca de 2019 (da segunda à terceira
pior ENA nessa estação).
Em contrapartida, para se atingir o armazenamento mínimo de 30% EARmáx em
novembro de 2019 considerando a ocorrência de séries críticas de afluências na
estação seca de 2019 (segunda à terceira pior ENA nessa estação), os
armazenamentos mínimos ao final de abril de 2019 variam de 76% a 79%
EARmáx.
Análise similar pode ser feita para o subsistema Nordeste, conforme apresentado
na Figura 6-7 e na Figura 6-8, a seguir. Ressalta-se a consideração de defluência
mínima em Sobradinho igual a 600 m³/s de dezembro de 2018 a novembro de
2019, conforme Carta ONS 0107/DPL/2018, Despacho nº 687/2018 e Reunião de
Gestão da Bacia do rio São Francisco de 21/05/2018.
30/Nov/201930/Abr/201930/Nov/2018
SE/CO
30%
%EARmax
ENA mai-nov/19
22,0%
96% MLT (31/87)
94% MLT (28/87)2º pior (1955) = 68% MLT
3º pior (1963) = 71% MLT
76%
79%
ENA
dez/18-abr/19
Qual o %EARmáx em abr/19 necessário para atingir 30% no final de nov/19, considerando a 2ª e 3ª pior ENAs
mai/19-nov/19, e quais as respectivas ENAs dez/18-abr/19 para atingi-los, partindo de 22,0% EARmáx ao final de
nov/18, com GT nov/18-nov/19 por Ordem de Mérito?
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
31 / 76
Figura 6-7: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 20% EARmáx em Nov/19 – NE
OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido
Figura 6-8: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 30% EARmáx em Nov/19 – NE
OBS: NSPU – Nível de Segurança do Período Úmido
Observa-se que o atingimento de 20% EARmáx em novembro de 2019 irá exigir
armazenamentos que variam de 29% a 36% EARmáx ao final de abril, dependendo
das séries críticas de afluências na estação seca de 2019 (da segunda à terceira
pior ENA nessa estação).
Considerando o atingimento de armazenamento mínimo de 30% EARmáx em
novembro de 2019 para o subsistema Nordeste (Figura 6-8, anterior), os
armazenamentos mínimos necessários em abril de 2019 variam de 40% a 47%
EARmáx, dependendo das séries críticas de afluências na estação seca de 2019
(da segunda à terceira pior ENA nessa estação).
30/Nov/201930/Abr/201930/Nov/2018
NE
20%
%EARmax
ENA mai-nov/19
19,3%
32% MLT (0/87)
26% MLT (0/87)2º pior (2016) = 33% MLT
3º pior (2015) = 45% MLT
29%
36%
ENA
dez/18-abr/19
Qual o %EARmáx em abr/19 necessário para atingir 20% no final de nov/19, considerando a 2ª e 3ª pior ENAs
mai/19-nov/19, e quais as respectivas ENAs dez/18-abr/19 para atingi-los, partindo de 19,3% EARmáx ao final de
nov/18, com GT nov/18-nov/19 por Ordem de Mérito?
30/Nov/201930/Abr/201930/Nov/2018
NE
30%
%EARmax
ENA mai-nov/19
19,3%
41% MLT (1/87)
35% MLT (1/87)2º pior (2016) = 33% MLT
3º pior (2015) = 45% MLT
40%
47%
ENA
dez/18-abr/19
Qual o %EARmáx em abr/19 necessário para atingir 30% no final de nov/19, considerando a 2ª e 3ª pior ENAs
mai/19-nov/19, e quais as respectivas ENAs dez/18-abr/19 para atingi-los, partindo de 19,3% EARmáx ao final de
nov/18, com GT nov/18-nov/19 por Ordem de Mérito?
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
32 / 76
6.3 Avaliações Probabilísticas para 2019
A partir dos armazenamentos resultantes da simulação prospectiva apresentada
no Item anterior foi realizada uma simulação estocástica, iniciando ao final do
período seco de 2018 (dezembro), considerando a previsão de ENAs desse Item
como tendência hidrológica.
Na Figura 6-9, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série a
série, considerando a simulação com 2.000 séries sintéticas de ENA, para o
subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Figura 6-9: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas - Sudeste/Centro-Oeste
Observa-se na Figura 6-9, anterior, que a simulação probabilística para 2019
indica valores médios de energia armazenada para o final do período úmido (abril)
da ordem de 69% EARmáx, chegando ao final de novembro de 2019 com uma
probabilidade de 4,5% de ocorrência de níveis iguais ou inferiores a 10% EARmáx.
Para o final do período úmido de 2019, a Figura 6-10, a seguir, contém a curva de
permanência de energia armazenada para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste,
onde são destacados os níveis associados à ENA necessária para que se chegue
ao final do período seco de 2019 acima dos requisitos de armazenamento de
20% EARmáx e 30% EARmáx. Esses níveis foram estimados no item 8.1.2,
anterior.
4,5% das sériesabaixo de 10%
EARmáx
Simulação Determinística 2018 Simulação Estocástica 2019/2022
Média
Verificado MédiaProspectivo
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
33 / 76
Figura 6-10: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2019 – SE/CO
Na Figura 6-9 e na Figura 6-10, anteriores, há uma pequena ocorrência de
cenários com o completo enchimento do reservatório equivalente do
Sudeste/Centro-Oeste
(2% das séries). As probabilidades de ocorrência de cenários com
armazenamentos inferiores aos estimados no item 8.1.2, anter ior, são de 48% e
61%, associados aos níveis meta em novembro de 2019 de 20% EARmáx e
30% EARmáx, respectivamente.
Como complemento dessas avaliações, na Figura 6-11, a seguir, há um gráfico de
dispersão, comparando os níveis de armazenamento em abril de 2019 para o
subsistema Sudeste/Centro-Oeste, final do período úmido, com a ENA média do
período úmido, para cada um dos 2.000 cenários de ENA simulados.
61% das séries estão abaixo de 79% EARmáx
48% das séries estão abaixo de 69% EARmáx
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
En
erg
ia A
rma
zen
ad
a (%
EA
R m
áx)
Probabilidade
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
34 / 76
Figura 6-11: Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a ENA média do Período
Úmido de 2019 – Sudeste/Centro-Oeste
Da Figura 6-11, anterior, pode-se verificar que, apesar de existir uma probabilidade
não nula de reenchimento do subsistema Sudeste/Centro-Oeste em abril de 2019,
da ordem de 2%, a ENA média necessária no período úmido para que isso ocorra
deve ser de 131% da MLT, neste subsistema.
Na Figura 6-12, a seguir, estão todas as trajetórias de energia armazenada, série
a série, considerando a simulação com 2.000 séries sintéticas de ENA, para o
subsistema Nordeste.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180%
Ener
gia
Arm
azen
ada
(% E
AR
máx
)
Energia Natural Afluente (% MLT)
14% das séries abaixo de 45% EARmáx.ENA média associada: 72% MLT no período úmido do SE/CO.
2% das séries com vertimento.ENA média associada: 131% MLT no período úmido do SE/CO.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
35 / 76
Figura 6-12: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas – Nordeste
Observa-se na Figura 6-12, anterior, que os valores médios de energia
armazenada para o final do período úmido (abril) foram da ordem de
59% EARmáx, chegando ao final de novembro de 2019 com uma probabilidade de
11,4% de ocorrência de níveis iguais ou inferiores a 10% EARmáx.
A Figura 6-13, a seguir, contém a curva de permanência de energia armazenada
para o subsistema Nordeste, para o mês de abril de 2019, onde são destacados
os níveis associados à ENA necessária para que se chegue ao final do período
seco de 2018 acima dos requisitos de armazenamento de
20% EARmáx e 30% EARmáx, que foram estimados no item 8.1.2, anterior.
11,4% das sériesabaixo de 10%
EARmáx
Simulação Determinística 2018 Simulação Estocástica 2019/2022
Média
Verificado MédiaProspectivo
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
36 / 76
Figura 6-13: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de Abril/2019 – Nordeste
Na Figura 6-12 e na Figura 6-13, anteriores, verificam-se cenários com o completo
enchimento do reservatório equivalente do Nordeste (31% das séries). As
probabilidades de ocorrência de cenários com armazenamentos inferiores aos
estimados no item 8.1.2, anterior, são de 22% e 33%, associados aos níveis meta
em novembro de 2019 de 20% EARmáx e 30% EARmáx, respectivamente.
Esse resultado decorre de cenários de ENAs gerados através de um modelo
estatístico, com base no histórico de vazões afluentes aos reservatórios.
Entretanto, devido à baixa precipitação ocorrida nos últimos 25 anos na bacia do
rio São Francisco, principalmente nos últimos cinco anos, quando foram
observadas as menores vazões afluentes à UHE Sobradinho do histórico, bem
como à manutenção desta crise hídrica no período chuvoso de 2018, espera-se
um reduzido armazenamento deste reservatório no final de novembro/2018, da
ordem de 20%. Desta forma, mesmo que no período chuvoso de 2019 haja uma
reversão da condição pluviométrica observada nos últimos anos, a probabilidade
da ocorrência de vertimentos até o final de abril/19 de 31% pode estar
superestimada, devida ao reduzido armazenamento de água e à baixa umidade
do solo da bacia.
Na Figura 6-14, a seguir, é apresentada uma comparação entre os níveis de
armazenamento em abril de 2019 para o subsistema Nordeste, final do período
úmido, com a ENA média do período úmido, para cada um dos 2.000 cenários
simulados.
33% das séries estão abaixo de 47% EARmáx
22% das séries estão abaixo de 36% EARmáx
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Ener
gia
Arm
azen
ada
(% E
AR
máx
)
Probabilidade
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
37 / 76
Figura 6-14: Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a ENA média do Período
Úmido de 2019 – Nordeste
Da Figura 6-14, anterior, pode-se verificar que, apesar de existir uma probabilidade
de 31% reenchimento do subsistema Nordeste em abril de 2019, a ENA média
necessária no período úmido para que isso ocorra deve ser de 113% da MLT,
nesse subsistema.
Os resultados apresentados, obtidos de simulação estocástica para 2019
conduzem a conclusões análogas àquelas das análises para 2018, ressaltando-se
a importância de um monitoramento constante das condições hidroenergéticas do
SIN para a definição da política de operação termoelétrica.
6.4 Análise Estrutural 2020/2022
A Tabela 6-1, a seguir, apresenta os riscos de déficit de energia para o período
2020/2022. Observa-se que em todos os anos os riscos de déficit estão inferiores
ao critério de garantia postulado pelo CNPE (risco máximo de 5%) em todos os
subsistemas, exceto para o subsistema Amapá. No Volume I – Condições de
Atendimento é apresentada uma análise detalhada do atendimento ao
subsistema Amapá.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 50% 100% 150% 200% 250%
Ener
gia
Arm
azen
ada
(% E
AR
máx
)
Energia Natural Afluente (% MLT)
31% das séries abaixo de 45% EARmáx.ENA média associada: 48% MLT no período úmido do NE.
31% das séries com vertimento.ENA média associada: 113% MLT no período úmido do NE.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
38 / 76
Tabela 6-1: Riscos de Déficit de Energia (%) – Avaliação Estrutural
Subsistema 2020 2021 2022
SUDESTE/CENTRO-OESTE
PROB (Qualquer Déficit) 0,7 0,3 0,2
PROB (Déficit>1%Carga) 0,5 0,2 0,2
SUL
PROB (Qualquer Déficit) 0,6 0,2 0,2
PROB (Déficit>1%Carga) 0,5 0,1 0,1
NORDESTE
PROB (Qualquer Déficit) 0,0 0,0 0,0
PROB (Déficit>1%Carga) 0,0 0,0 0,0
NORTE
PROB (Qualquer Déficit) 0,1 0,0 0,2
PROB (Déficit>1%Carga) 0,1 0,0 0,1
ACRE/RONDONIA
PROB (Qualquer Déficit) 0,4 0,2 0,1
PROB (Déficit > 1% Carga) 0,4 0,2 0,1
MANAUS
PROB (Qualquer Déficit) 0,5 0,3 0,3
PROB (Déficit > 1% Carga) 0,3 0,2 0,2
AMAPÁ
PROB (Qualquer Déficit) 38,2 42,8 43,5
PROB (Déficit > 1% Carga) 12,6 13,8 15,6
É importante observar que estes resultados refletem as simulações com a curva
de custo do déficit de um patamar e a não consideração da tendência hidrológica.
O Volume II – Relatório Complementar, dedica um Item à justificativa para o uso
dessas premissas nas avaliações energéticas no enfoque do Planejamento da
Operação Energética do SIN.
A Tabela 6-2, a seguir, apresenta, para o horizonte 2020/2022, estatísticas dos
custos marginais de operação (CMOs) anuais: valores médios, máximos, mínimos,
medianas e quartis 25% e 75%.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
39 / 76
Tabela 6-2: Custos Marginais de Operação (R$/MWh) – Análise Estrutural
Ano Média Mínimo
1º Quartil
(25%) Mediana
3º Quartil
(75%) Máximo
SE
/CO
2020 64,38 0,00 9,75 30,14 69,27 4.039,37
2021 80,51 0,04 24,53 55,59 100,85 3.138,25
2022 94,35 1,04 35,20 65,22 114,10 3.583,59
S
2020 63,89 0,00 9,38 29,74 68,58 4.039,37
2021 79,47 0,01 23,26 54,11 99,90 3.138,25
2022 92,92 0,67 34,17 64,12 113,18 3.081,99
NE
2020 40,96 0,00 7,74 25,11 57,56 755,62
2021 69,20 0,04 22,91 51,75 90,35 1.661,61
2022 92,15 1,04 34,64 64,53 111,96 3.583,59
N
2020 43,31 0,00 8,29 25,75 58,33 757,52
2021 71,55 0,04 23,59 53,22 93,26 1.665,12
2022 91,96 1,04 34,73 64,42 110,74 3.583,59
AC
/RO
2020 51,03 0,00 8,37 25,89 54,73 4.039,37
2021 67,14 0,04 22,24 49,96 85,63 2.186,99
2022 79,07 1,04 32,74 59,46 95,75 3.148,20
Ma
na
us
2020 53,15 0,00 9,14 27,12 60,18 2.971,35
2021 74,74 0,04 23,96 53,52 93,87 2.096,64
2022 91,84 1,05 34,81 64,58 111,67 3.583,59
Am
ap
á 2020 257,26 0,00 22,21 74,79 405,18 2.971,34
2021 298,24 0,11 49,78 122,04 445,46 2.311,23
2022 330,11 1,07 61,88 150,51 482,87 3.945,42
OBS: Custo Marginal de Expansão = 217,00 R$/MWh, segundo Nota Técnica nº EPE-DEE-RE-027/2017-r0.
Observa-se que, em todo o horizonte, os CMOs médios anuais são inferiores aos
217,00 R$/MWh estimados pela EPE como Custo Marginal de Expansão – CME
para todos os subsistemas, conforme Nota Técnica nº EPE-DEE-RE-027/2017-r0,
com exceção do subsistema Amapá.
Observa-se nas estatísticas da Tabela 6-2, anterior, que as distribuições
associadas aos custos marginais de operação possuem grande assimetria, com a
presença de valores extremos (“outliers”). Esses pontos estão associados a séries
críticas, que apresentam déficit durante o ano ou estão com valores da água muito
elevados em função de baixos armazenamentos.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
40 / 76
7 Avaliações Energéticas Estruturais Adicionais
7.1 Atendimento ao Subsistema Nordeste
O sistema de potência que atende o consumidor de energia elétrica do Nordeste
brasileiro apresenta características que o diferenciam das demais regiões do país,
a saber:
a) A geração hidrelétrica da região está, basicamente, concentrada em um
único rio, não apresentando, assim, a espacialidade hidrológica das regiões
Sudeste, Centro-Oeste e Sul, fato que dificulta sobremaneira a mitigação
de riscos climáticos e hidrológicos;
b) Os principais centros de carga situam-se no litoral, no entorno das capitais
dos estados da região, principalmente nas regiões metropolitanas de
Salvador, Recife e Fortaleza;
c) A região apresenta forte dependência da importação de energia de outras
áreas do SIN, efetuada por meio de longas linhas de transmissão, sendo
essa importação limitada em função da necessidade de se mitigar o risco
da ocorrência de contingências severas; e
d) Apresenta os maiores potenciais do país para a instalação de fontes
renováveis não convencionais, eólica e solar, ambas de natureza
intermitente e volátil, principalmente “ intra-day”, que vêm experimentando
significativos crescimentos nos anos recentes, comportamento esse que
deve ser mantido no futuro próximo.
Cumpre ainda destacar que a região Nordeste foi direta e fortemente afetada pelo
atraso na implantação de importantes subestações e linhas de transmissão, em
500 kV e 230 kV, já com a concessão outorgada, totalizando 6.100 km de linhas
em cerca de 20 circuitos em 500 kV.
Este fato vem limitando a sua capacidade de importação de energia e potência,
impondo despacho de geração térmica fora da ordem de mérito, o que aumenta
encargos para o consumidor, além de agravar o problema das emissões quando
se faz necessário o uso de geração térmica a combustível líquido.
Esse cenário vem sendo agravado pelos seguidos anos em que são registradas
condições hidrológicas desfavoráveis na bacia do rio São Francisco, levaram à
adoção de políticas operativas especiais para garantir a segurança da operação
do Sistema Interligado Nacional - SIN.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
41 / 76
A despeito dessas medidas, o Nordeste tem se mostrado, dentre todas as regiões
do país, aquela que conta com o atendimento energético sujeito às maiores
fragilidades.
São evidências dessa condição os blecautes de grande dimensão verificados na
região e o fato de que para o fechamento do seu balanço energético tem sido
necessário, com frequência, como já exposto anteriormente, fazer-se uso de
geração termelétrica despachada fora da ordem de mérito, constituindo a única
situação para a qual o ONS tem autorização do CMSE para executar tal medida.
Neste contexto, este Item tem por objetivo avaliar as condições presentes e futuras
para o atendimento ao Subsistema Nordeste e identificar medidas que possibilitem
mitigar fragilidades, aumentar a segurança e reduzir o custo da operação do SIN.
7.2 Situação atual do atendimento ao Nordeste
Neste item é apresentada uma visão geral das condições de atendimento ao
Subsistema Nordeste, tendo por base os principais fatores que determinaram a
operação do SIN nos anos recentes:
a) A crise hídrica da bacia do rio São Francisco;
b) A segurança da operação do subsistema Nordeste; e
c) O crescimento das fontes não despacháveis de forma controlada.
Considerando a importância do rio São Francisco para a região Nordeste, cabe
analisar a situação dessa bacia hidrográfica e analisar como tem se dado a
geração de energia elétrica a partir das usinas hidrelétricas ali localizadas.
A bacia do rio São Francisco possui cinco reservatórios de regularização de
vazões, sendo que os três principais - Três Marias, Sobradinho e Luiz Gonzaga
(Itaparica) concentram 99% da capacidade útil de armazenamento da bacia. Na
prática, a bacia pode ser dividida em duas partes, uma no trecho alto da bacia, até
a UHE Três Marias, e outra no trecho a jusante desta usina até a foz do rio. Na
Figura 7-1, a seguir, é apresentado o diagrama esquemático do sistema de usinas
hidroelétricas da bacia do rio São Francisco.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
42 / 76
Figura 7-1: Diagrama esquemático do sistema das usinas hidroelétricas do rio São Francisco
A UHE Três Marias possui reservatório com volume útil de 15.278 hm³, cerca de
1/3 do volume útil total armazenável na bacia, e uma vazão média anual de
673 m³/s. No período úmido, dezembro a abril, a vazão média histórica é de
1.145 m³/s e no período seco, maio a novembro, a vazão média é de 336 m³/s.
Os reservatórios de Sobradinho e Itaparica, em conjunto, têm capacidade de
armazenar 32.217 hm³, cerca de 2/3 do volume útil total armazenável na bacia. A
vazão média anual em Sobradinho é de 2.589 m³/s. Nos períodos úmido e seco, a
vazão média histórica é de 4.208 m³/s e 1.434 m³/s, respectivamente.
Até abril/2013 foi praticada a restrição de vazão mínima defluente das UHEs
Sobradinho e Xingó de 1.300 m³/s. Conforme consta do “Inventário das Restrições
Operativas Hidráulicas dos Aproveitamentos Hidrelétricos”, elaborado pelo ONS,
esta vazão foi estabelecida para evitar problemas na navegação, em diversas
captações de indústrias, bem como em tomadas d’água para abastecimento de
cidades e projetos agrícolas localizados a jusante de Sobradinho.
Em função das reduzidas vazões afluentes nos últimos anos e, em consequência,
dos baixos níveis de armazenamento dos principais reservatórios da bacia, têm
sido realizadas ações, desde 2013, para redução das vazões mínimas liberadas
pelas duas usinas, com vistas à preservação do estoque de água para o
atendimento aos usos múltiplos.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
43 / 76
Na Figura 7-2 e na Figura 7-3, a seguir, são apresentadas, respectivamente, a
evolução das defluências mínimas das UHEs Sobradinho e Xingó e a evolução do
armazenamento do reservatório da UHE Sobradinho desde o final de 2012, com
os valores médios de vazões afluentes totais e incrementais e de vazões
defluentes, nos períodos úmido e seco, bem como os valores mínimos anuais de
armazenamento.
Figura 7-2: Evolução das defluências mínimas das UHEs Sobradinho e Xingó (fonte ANA)
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
44 / 76
Figura 7-3: Evolução do armazenamento do reservatório da UHE Sobradinho
Com base nas figuras anteriores, percebe-se que, em função da criticidade das
vazões afluentes nos últimos anos, em especial, no período 2015/2017, não houve
uma recuperação do armazenamento de Sobradinho até o final de 2017, mesmo
com as reduções iniciais de vazões mínimas. Apenas com o estabelecimento da
vazão mínima defluente de 550 m³/s em Xingó, a partir de agosto/2017, e em
Sobradinho a partir de setembro/2017, aliado com a ocorrência de um período
chuvoso em 2018 melhor do que o de 2017, pode-se ter uma expectativa de
estabilidade ou de ligeira recuperação nos níveis de armazenamento no final do
período seco de 2018.
7.3 A segurança da operação do subsistema Nordeste
Redução da inércia girante devido à situação do rio São Francisco
Conforme apresentado no item anterior, a partir de 2015, em função das condições
hidrológicas da região Nordeste, foi necessário reduzir a vazão da cascata do rio
São Francisco para valores de até 550 m³/s, impactando sobremaneira o número
de máquinas sincronizadas nas UHEs Sobradinho, Luiz Gonzaga, Paulo Afonso
IV e Xingó.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
45 / 76
Para exemplificar tal situação a Tabela 7-1, a seguir, apresenta, para cada uma
das usinas citadas anteriormente, o número de unidades sincronizadas em função
da vazão na cascata do Rio São Francisco.
Tabela 7-1: Vazão na Cascata do São Francisco x Nº Mínimo de Máquinas Sincronizadas
Usina
Vazão (m3/s)
1.300 1.100 900 a 850 850 a 800 800 a 700 700 a 550
Número de Unidades sincronizadas
Sobradinho 4 3 2 2 2 2
Luiz Gonzaga 3 ou 4 3 2 2 2 1/2 1
Paulo Afonso IV 5 4 3 3 3 2
Xingó 4 3 2 2 2 1
Total (MW) 3.600 3.100 2.475 2.250 2.086 1.938
Diante destas condições hidrológicas, que impactaram diretamente a inércia
girante no subsistema Nordeste, foi necessário reavaliar os limites dinâmicos do
Recebimento da Região Nordeste (RNE) para cada uma das condições apresentas
na Tabela 7-1, anterior, considerando o atendimento ao critério “N-1” (perda
simples).
Por outro lado, para condições de perdas múltiplas, situação na qual ocorre o
isolamento da região Nordeste das regiões Norte e Sudeste, no sentido de prover
maior segurança para a região, foi recomendada a operação considerando o
recebimento Nordeste (RNE) limitado em 43% da carga dessa região. Vale lembrar
que atualmente o ERAC da região Nordeste considera o corte de até 55% da carga
dessa região, conforme relatório ONS RE 3-091/2014.
Portanto, as condições hidrológicas críticas da bacia do rio São Francisco,
conduziram à necessidade extrema de preservação dos estoques de água nos
reservatórios das usinas hidráulicas, com a consequente redução do número de
unidades geradoras sincronizadas.
É importante destacar que a operação com um número reduzido de geradores
sincronizados nas UHE Paulo Afonso IV, Luiz Gonzaga e Xingo, em função das
1 Uma unidade em tempo integral e outra entrando durante algumas horas no dia.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
46 / 76
condições hidrológicas do Rio São Francisco, tem como consequência uma menor
inércia e reserva girante no sistema Nordeste, condição essa mais exigente para
o controle primário de frequência, quando do ilhamento dessa região do restante
do SIN.
No que tange à segurança da operação do subsistema Nordeste, cabe ressaltar
também o impacto na confiabilidade do sistema decorrente do atraso na
implantação de empreendimentos de transmissão, cuja concessão já havia sido
outorgada pela ANEEL.
O sistema em corrente alternada (CA) de 500 kV planejado para a ampliação das
interligações, associado à entrada em operação da UHE Belo Monte, consta de 22
circuitos em 500 kV, totalizando cerca de 6.300 km de extensão, sendo três deles
como reforço da interligação Norte/Nordeste e um circuito como reforço da
interligação Nordeste/Sudeste. Os demais 18 circuitos configuravam reforços
internos nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste.
Em função de problemas econômico-financeiros da transmissora Abengoa,
detentora de grande parte dos referidos circuitos em 500 kV, verificou-se
substancial atraso na entrada em operação dos principais circuitos planejados
para escoar a potência disponível na UHE Belo Monte, os quais permanecem fora
de operação até esta data. Para contornar este problema, a ANEEL, a partir de
comando do MME, relicitou parte do referido sistema de transmissão que estava
sob a outorga da Abengoa, com algumas pequenas alterações, as quais têm
previsão de entrada em operação atualmente estimada para o ano 2023.
Para exemplificar essa situação, apresenta-se na Figura 7-4, a seguir, o sistema
planejado para o ano de 2018 (amarelo) e o sistema real em operação em 2018
(verde e vermelho).
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
47 / 76
Figura 7-4: Sistema Planejado para 2018 x Sistema em Operação em 2018
Neste contexto, a despeito de todas as medidas especiais tomadas para mitigar
as fragilidades do subsistema, a região Nordeste enfrentou quatro blecautes de
grandes proporções nos últimos sete anos (02/2011, 10/2012, 08/2013 e 03/2018),
evidenciando um desempenho aquém daquele esperado para o SIN.
7.4 Crescimento das fontes renováveis não despacháveis no Nordeste
O Brasil tem registrado forte crescimento das chamadas fontes renováveis não
despacháveis de forma controlada. Contando já com mais de 13 GW instaladas
em centrais eólicas e fotovoltaicas em todo o território nacional, prevê-se que
essas fontes participarão com mais de 10% na matriz elétrica brasileira ao final de
2022.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
48 / 76
A característica dos ventos no Brasil, marcadamente na região Nordeste, tem
permitido que a produção com base eólica atinja fatores de capacidade médios
em patamares superiores aos observados nos melhores projetos do mundo.
Esses resultados alavancaram a estruturação no país de toda a cadeia produtiva
associada à geração eólica, resultando em expressivo crescimento nos últimos
anos, como mostrado na Figura 7-5, a seguir.
Figura 7-5: Capacidade Instalada e Prevista de Eólicas no SIN
Vale comentar que a região Nordeste responde por mais de 80% da capacidade
instalada em parques eólicos no país. Por sua vez, tendo em vista que parte
expressiva do seu território se encontra em zona intertropical, a irradiação solar
no Brasil é das mais elevadas no mundo, indicando elevado potencial de
crescimento da construção de centrais solares. Em particular, a região Nordeste
registra os maiores índices de irradiação, sinalizando que deve acolher,
similarmente ao caso da fonte eólica, uma parte expressiva dos projetos de
centrais solares no país.
7.5 Característica da geração eólica no Nordeste
As Figura 7-6 e Figura 7-7 ilustram a variabilidade da geração eólica por meio da
evolução da participação dessa fonte no atendimento à demanda do Nordeste nos
anos de 2015 a 2018, com base em dados horários. Destaca-se que no ano de
2018, quando já se dispõe de cerca de 9.000 MW de capacidade instalada, a
participação dessa fonte oscilou de 2%, em fevereiro, a 87% em junho de 2018.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
49 / 76
Figura 7-6: Percentual de Atendimento a Demanda do Nordeste por Geração Eólica (Dados
Horários - 01/01/2015 a 31/12/2016)
Figura 7-7: Percentual de Atendimento a Demanda do Nordeste por Geração Eólica (Dados
Horários - 01/01/2017 a 30/06/2018)
A efetiva disponibilidade da fonte eólica para o atendimento à demanda do
Nordeste também é ilustrada na Figura 7-8, a seguir, a qual apresenta a
permanência dos fatores de capacidade verificados desses recursos de geração
nos meses de março dos anos de 2017 e 2018, tendo por base dados horários.
Dessa curva, observa-se que, em 50% do tempo nesses meses, o fator de
capacidade foi menor ou igual a 25%, chegando atingir o mínimo de 3%.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
50 / 76
Figura 7-8: Fator de Capacidade da geração eólica (Março de 2017 e Março de 2018)
O comportamento variável da geração eólica no subsistema Nordeste também é
evidenciado na Figura 7-9, a seguir, a qual contém a participação instantânea
dessa fonte no atendimento à carga do Nordeste em dois dias que caracterizam
situações extremas.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
51 / 76
Figura 7-9: Participação Instantânea da Geração Eólica no Atendimento à Carga NE
7.6 Impacto do crescimento das fontes não despacháveis de forma
controlada na operação do subsistema Nordeste
Sob o ponto de vista energético, o crescimento das ditas fontes de energia
“variáveis” e/ou “intermitentes” trazem grandes benefícios para o Sistema
Interligado Nacional (SIN). Essas fontes têm a sua produção anual razoavelmente
previsível e, no caso da geração eólica, há uma alta complementaridade de seu
comportamento sazonal com o regime hidrológico com a maioria das bacias
hidrográficas do SIN.
Todavia, em função da variabilidade, como mostrado no item anterior, e até da
eventual intermitência ao longo do dia, as usinas eólica e fotovoltaica se
configuram tipicamente como fontes de energia, e não como fontes de potência,
demandando capacidade de armazenamento e despacho de outras fontes, em
geral termelétricas e hidroelétricas, para mitigar a variabilidade desses tipos de
fonte ao longo do dia.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
52 / 76
Por outro lado, sob o ponto de vista elétrico, a geração intermitente ou
abruptamente variável afeta a segurança do sistema se não for adequadamente
tratada devido a uma série de razões, dentre as quais:
a) A produção em base horária ou diária é de difícil previsibilidade,
(intrinsicamente dependente das condições meteorológicas);
b) Apresentam grande variabilidade: a produção máxima e mínima podem
ocorrer a qualquer hora do dia e estão sujeitas a variações de geração
rápidas e significativas que dependem também das condições
meteorológicas; e
c) A possibilidade de desconexão de grandes blocos de geração em razão de
adversidades meteorológicas, demandando a prontidão de fontes
controláveis para uma rápida elevação na geração, a fim de não haver
comprometimento no abastecimento.
Essas características demandam a alocação de reserva operativa adicional para
mitigar a variação da geração dessas fontes, com impacto no custo de operação
do sistema.
No caso do Nordeste, essa reserva operativa é composta por uma parcela
vinculada ao intercâmbio com outras regiões e por outra que tem base em geração
térmica local. A Figura 7-10, a seguir, resume como tem sido feito o atendimento
energético do Nordeste.
Figura 7-10: Atendimento Energético à Região Nordeste
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
53 / 76
Observa-se que o atendimento à demanda horária é assegurado por meio de
despacho térmico fora da ordem de mérito (decidido em “D-1”) definido para que
o Recebimento pelo Nordeste - RNE, mesmo no caso de variação da geração
eólica, atenda os limites de segurança, estabelecidos para que contingências
simples não provoquem a separação do Nordeste do SIN e a consequente atuação
do Esquema Regional de Alívio de Carga - ERAC.
O gerenciamento da disponibilização de potência para atendimento à carga, bem
como o dimensionamento da reserva de potência necessária para suprir às
eventuais intermitências da geração eólica ao longo do dia, de modo a se manter
o RNE dentro dos limites elétricos vigentes, é feito nas etapas de Programação
Diária e de Operação em Tempo Real.
Para fazer essa gestão, o ONS conta com um parque térmico cujo perfil de custo
de operação é apresentado na Figura 7-11, a seguir. Dessa Figura verifica-se que,
das unidades térmicas disponíveis para operação, cerca de 3.500 MW têm CVU
da ordem de 200,00 R$/MWh, outros 1.400 MW apresentam CVU na faixa de
320,00 R$/MWh a 600,00 R$/MWh e aproximadamente 1.200 MW têm CVU
superiores a 600,00 R$/MWh, chegando a atingir 1.189,52 R$/MWh;
Constata-se que a maior parte do parque térmico instalado na região apresenta
custo de operação e volume de emissões elevados, compatível com o fato de que
a maioria das unidades térmicas em operação usa óleo combustível ou óleo diesel
como combustível.
Figura 7-11: Custo Variável Unitário das termelétricas disponíveis no Nordeste
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
54 / 76
Cumpre ressaltar que as duas usinas de menor CVU na região, a
UTE Termopernambuco (533 MW e CVU 114,59 R$/MWH) e a UTE Fortaleza
(327 MW e CVU 139,88 R$/MWh), fazem parte do PPT - Programa Prioritário de
Termelétrica, cujos contratos de fornecimento de gás vem sendo contestadas pela
Petrobrás, estando, portanto, sob risco de ter o fornecimento de gás
descontinuado por questões comerciais e regulatórias. Caso esse risco venha a
se confirmar, haveria um incremento no custo de operação do SIN pela
necessidade de acionamento de unidades mais caras.
Adicionalmente, deve ser considerado também o caso das UTEs Pernambuco III,
Maracanaú I e Campina Grande, totalizando 537 MW, que recorreram à justiça
para serem dispensadas de cumprir as ordens de despacho do ONS para o
atendimento energético.
Além desses casos, é importante mencionar que até 2028 serão encerrados os
contratos de suprimento das usinas contratadas por meio do 1º ao 7º LEN, num
total de 27 usinas e 2.578 MW, conforme apresentado, resumidamente, na Tabela
7-2, a seguir.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
55 / 76
Tabela 7-2: Término de suprimento das usinas contratadas por meio do 1º ao 7º LEN
ANO Capacidade instalada das usinas com
término de contrato no NE (MW)
Valores acumulados
(MW)
2022 148 148
2023 790 938
2024 1.026 1.964
2025 32 1.996
2026 381 2.377
2028 201 2.578
A Figura 7-12, a seguir apresenta uma síntese do parque gerador termelétrico do
subsistema Nordeste com a capacidade instalada (MW) e o respectivo CVU
(R$/MWh), ficando evidenciado o impacto do encerramento do suprimento de
energia pelas usinas contratadas nos 1º ao 7º Leilões de Energia Nova – LEN,
bem como os benefícios advindos da implantação da geração da ordem dos
montantes que serão descontratados até 2028 (cerca de 2500 MW).
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
56 / 76
Figura 7-12: Parque termelétrico do Subsistema Nordeste e CVU
Portanto, pelos fatos anteriormente expostos, fica evidenciada a necessidade de
recompor o parque térmico do subsistema Nordeste nos próximos anos.
7.7 Atendimento ao horário de ponta do subsistema Nordeste
Este item tem por objetivo avaliar a necessidade de se dispor de recursos de
geração adicionais aos montantes planejados para o atendimento à ponta do
subsistema Nordeste ou mesmo avaliar os ganhos que poderão ser obtidos em
termos de redução dos custos de operação pela substituição das fontes térmicas
existentes.
A avaliação das condições de atendimento é elaborada para o ano de 2022, tendo
em vista que não seria factível dispor de uma nova fonte térmica antes dessa data.
Para avaliar as condições de atendimento à demanda do subsistema Nordeste e
identificar a necessidade de geração adicional à geração térmica com CVU da
ordem de 200 R$ / MWh, foram consideradas as premissas a seguir detalhadas:
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
57 / 76
Tabela 7-3: Carga de demanda (MWh/h)
Importante registrar que as condições de atendimento são efetuadas para valores
instantâneos (MW). Assim, com base no histórico do comportamento da demanda
do subsistema, os valores acima deverão ser acrescidos em 4%, resultando nos
valores apresentados na tabela a seguir:
Tabela 7-4: Demanda Instantânea (MW)
Geração Hidráulica:
No ano de 2022 os recursos hidráulicos (reservatório + fio d’água) totalizam
10.831MW e o montante das PCHs corresponde a 261MW.
Considerando as condições da bacia do rio São Francisco, o recurso hidráulico
total considerado para o atendimento à demanda foi de 2300 MW (1925 MW –
usinas do São Francisco – com defluência de 700m³/s, 245 MW demais hidráulicas
e 130 MW para as PCHs).
Geração Térmica
Foram considerados somente os recursos de geração térmica com CVU da ordem
de 200 R$/MWh ou seja, 3.500MW de capacidade instalada, considerando a UTE
Porto do Sergipe, com CVU de 204, 30 R$/MWh, em operação a partir de 2020.
Cabe destacar que, ao se considerar as taxas de indisponibilidade forçada e
programada, o montante utilizado no balanço passa de 3.500 MW para 2.800 MW.
Biomassa
Foram considerados diferentes valores para o período de verão e inverno. O fator
de capacidade para o verão foi de 20% enquanto que para o inverno foi de 50%.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
58 / 76
Essa premissa resulta em cerca de 300 MW no período do verão e 750 MW no
período de inverno.
Geração Solar
Essa geração também apresenta comportamento bem distinto ao longo de um
ciclo diário. Geralmente atinge o seu valor máximo de disponibilidade nos períodos
de carga média que geralmente ocorre das 13 ás 15hs, sendo nula nos períodos
de carga pesada, que ocorre normalmente das 19 às 21hs
Em 2022, o montante de geração solar disponível atinge a 2.564MW que
corresponde a cerca de 15% da demanda máxima do ano.
Vale registrar que normalmente nos meses de verão a demanda máxima ocorre
no período das 13 às 15 horas, justamente quando se verifica a máxima
disponibilidade da geração de origem solar. Tendo em vista essa característica,
os maiores requisitos de demanda ocorrem nos períodos de carga pesada quando
os recursos de origem solar são nulos.
Geração Eólica
Essa fonte de geração também tem comportamento distinto nos períodos de carga
média e pesada e adicionalmente nos meses de verão e inverno.
A análise das curvas de permanência do fator de capacidade, nos períodos de
carga pesada, dos meses de verão e inverno de 2017, apresentaram os seguintes
valores:
Tabela 7-5: Permanência do Fator de Capacidade
Frequência FC
Carga Pesada
Inverno Verão
25% 62% 53%
50% 50% 44%
75% 41% 36%
95% 25% 23%
Vale registrar que em 2017 o parque eólico correspondia a 10.046 MW. Em 2022
passa para 13.080 MW.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
59 / 76
Considerando o exposto, a disponibilidade da geração eólica será considerada
tendo por base as frequências de ocorrência dos fatores de capacidade. Assim,
para a avaliação da necessidade da geração adicional, foram consideradas as
frequências de ocorrência de 75% e 95%, o que significa, caso não se disponha
de geração térmica mais barata (CVU menor ou igual a 200R$/MWh) um risco de
25% e 5%, respectivamente de se ter que recorrer à geração térmica mais cara
instalada no subsistema Nordeste ou na elevação da geração das usinas da bacia
do São Francisco que entendemos ser essa condição de difícil execução pelas
razões já expostas.
Por fim cabe ainda registrar que a observação do comportamento dessas fontes
aponta para necessidade de se considerar uma variabilidade dentro do intervalo
de 1 hora que pode chegar a 6%.
Tendo em vista as características apontadas e a capacidade instalada de
13.080 MW em 2022, foram considerados os seguintes recursos de geração eólica
para o atendimento à demanda (valores em MW):
Tabela 7-6: Recursos de geração eólica considerados
Frequência FC
Carga Pesada
Inverno (MW) Verão (MW)
2022 75% 5.040 4.430
95% 3.080 2.830
Balanço de demanda
Os resultados em base mensal para o ano de 2022 são apresentados a seguir:
Tabela 7-7: Geração térmica para atendimento à demanda do Nordeste em 2022
FC Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
75% -12 -335 -536 546 641 847 3.167 3.245 2.687 1.346 1.242 1.223
95% -1.612 -1.935 -2.136 -1.414 -1.319 -1.113 1.207 1.285 727 -254 -358 -377
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
60 / 76
Na Tabela 7-7: Geração térmica para atendimento à demanda do Nordeste em
2022, os valores negativos indicam a necessidade de instalação de geração
térmica adicional, além do parque térmico disponível com CVU da ordem de
200,00 R$/MWh.
8 Impactos das Usinas da Amazônia na Operação do SIN
Nos Planos da Operação recentes têm sido apontados os impactos da operação
das usinas da Amazônia, que apresentam, como características marcantes, a falta
de reservatórios de regularização e valores de produção elevados na estação
chuvosa e bastante reduzidos na estação seca.
Considerando-se que estas usinas são a fio d´água, a geração delas será
inflexível, ou seja, toda a geração disponível deverá ser despachada para os
centros de consumo, através de longos sistemas de transmissão, e/ou
armazenada nos demais reservatórios do SIN, desde que estes possam recolher
geração para absorver eventuais excedentes.
A Figura 8-1, a seguir, ilustra como poderá ser o impacto dessa geração na curva
de carga mensal projetada entre 2018 e 2022.
Figura 8-1: Alocação da Geração do Complexo Madeira e Belo Monte na Curva de Carga
52.000
54.000
56.000
58.000
60.000
62.000
64.000
66.000
68.000
70.000
72.000
74.000
76.000
78.000
80.000
82.000
84.000
mai
/18
jun
/18
jul/
18ag
o/1
8se
t/18
out/
18no
v/18
dez
/18
jan
/19
fev/
19m
ar/1
9ab
r/1
9m
ai/1
9ju
n/1
9ju
l/19
ago
/19
set/
19ou
t/19
nov/
19d
ez/1
9ja
n/2
0fe
v/20
mar
/20
abr/
20
mai
/20
jun
/20
jul/
20ag
o/2
0se
t/20
out/
20no
v/20
dez
/20
jan
/21
fev/
21m
ar/2
1ab
r/2
1m
ai/2
1ju
n/2
1ju
l/21
ago
/21
set/
21ou
t/21
nov/
21d
ez/2
1ja
n/2
2fe
v/22
mar
/22
abr/
22
mai
/22
jun
/22
jul/
22ag
o/2
2se
t/22
out/
22no
v/22
dez
/22
MW
me
d
Curva de Carga do SIN
Estação Seca
Estação Chuvosa
Estação Seca
Estação Chuvosa
Estação Seca
Estação Seca
Estação Seca
Geração Madeira + Belo Monte
16
.12
0
2.7
50
Curva de carga remanescente do SIN após Madeira e B. Monte
Maq
. 8
/18
BM
on
te (
mai
/18
)
Maq
s. 1
3a
18
BM
on
te (
jan
/20
)
Estação Chuvosa
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
61 / 76
A parte superior da Figura 8-1, anterior, representa a curva de carga do SIN e a
parte inferior seria uma curva de carga remanescente, abatida da geração
esperada das usinas do Complexo Madeira e de Belo Monte, uma vez que estas
gerações serão inflexíveis, pela inexistência de reservatórios de acumulação,
como já comentado. Dessa forma, a expectativa é de que à medida que estas
usinas terminem de motorizar, haja um evidente deslocamento virtual dos meses
de maior consumo máximo do SIN, que ocorrem nas estações chuvosas e que
passariam a ser “percebidos” pelas demais usinas do SIN apenas nas estações
secas, permitido, dessa forma, que durante as estações chuvosas as usinas da
Amazônia possam contribuir para a recuperação dos reservatórios de
regularização, através de uma menor geração destes, deslocando o início do
período de deplecionamentos nas estações secas, desde que sejam viáveis estas
operações sob o ponto de vista da segurança do sistema elétrico e flexibilizadas
as restrições de cunho ambiental.
No entanto, caso as estações chuvosas das demais regiões permitam o
reenchimento dos principais reservatórios de regularização, poderá haver
situações de não alocação da geração das usinas da Amazônia na curva de carga
do SIN, principalmente no período de carga leve.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
62 / 76
9 Balanço Estático de Demanda Máxima
Neste ciclo de planejamento, optou-se por uma nova abordagem que caracteriza
a geração eólica e fotovoltaica no atendimento aos requisitos diários de demanda,
fontes essas com acentuada variabilidade ao longo do dia. Nesta abordagem, foi
estimada uma curva de carga horária típica para um dia, a cada mês e subsistema,
cujo comportamento horário foi baseado no histórico recente (2017) e a máxima
demanda integrada futura foi prevista pelo ONS em conjunto com a EPE/MME,
visando avaliar o atendimento aos requisitos de demanda para cada uma das 24
horas diárias.
Com base nas curvas de carga obtidas, foram estimados cenários históricos de
geração eólica e fotovoltaica, cujo comportamento horário foi baseado nos fatores
de capacidade verificados no último ano e a evolução da capacidade instalada no
horizonte 2018/2022 foi a acompanhada pelo DMSE. Neste PEN 2018, foram
realizadas simulações com 3 cenários de geração eólica no Nordeste, 3 cenários
de geração eólica na região Sul, 3 cenários de geração fotovoltaica na região
Nordeste e 3 cenários de geração fotovoltaica na região Sudeste/Centro-Oeste,
totalizando assim 81 cenários de geração.
A avaliação do atendimento à demanda horária do SIN foi feita a partir da política
de despacho hidrotérmico para o atendimento energético, considerando-se
cenários históricos de vazão natural afluente, onde o despacho hidroelétrico foi
feito considerando a disponibilidade de potência em função da altura de queda dos
reservatórios e da disponibilidade de vazão afluente das usinas sem capacidade
de regularização (usinas do rio Xingu e do rio Madeira, por exemplo) e o despacho
termoelétrico adicional para o fechamento da demanda foi realizado considerando-
se a disponibilidade e o custo variável unitário de cada uma das termoelétricas.
Foram consideradas as reservas operativas através das usinas habili tadas para o
Controle Automático de Geração – CAG e através de uma reserva nos montantes
de intercâmbio do recebimento pela região Nordeste, conforme proposição da
NT ONS RE 3/149/20162. Também foram respeitadas eventuais restrições na
operação das usinas hidroelétricas do rio São Francisco em função de cenários
hidrológicos desfavoráveis.
O objetivo desta avaliação, como nos Planos anteriores, é destacar pontos de
atenção no atendimento aos requisitos de demanda do SIN, com a identificação
2 Nota técnica intitulada “Metodologia para o dimensionamento da reserva de potência operativa do SIN face ao crescimento da geração eólica”.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
63 / 76
adicional de uma estimativa de Encargos de Serviços de Sistema (ESS)
ocasionados pelo despacho adicional de geração térmica para atendimento aos
requisitos de demanda. Por se tratar de uma avaliação horária, eventuais
problemas no atendimento aos requisitos de demanda podem ser identificados,
não necessariamente na hora de ponta do sistema, mas em momentos de baixa
contribuição das fontes eólica e fotovoltaica ao longo do dia.
A análise consiste num balanço estático onde são confrontados os requisitos de
demanda com as disponibilidades de potência das diversas fontes de energia que
compõem o SIN. O balanço é denominado estático por não considerar o
acoplamento temporal entre os meses, o que significa que não será feita a
coordenação de recursos hidroelétricos para atendimento à demanda máxima no
período seguinte.
Os resultados a seguir foram obtidos considerando as disponibilidades
hidroelétricas associadas a dois cenários hidrológicos, a saber:
- séire histórica de 1955: caracterizado por ser a segunda pior série
hidrológica no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e por ser o período crítico
do SIN em avaliações de garantia física;
- série histórica de 2016: caracterizado por ser a 3ª pior série hidrológica do
subsistema Nordeste e a segunda pior série hidrológica do subsistema
Norte, sendo as menores vazões observadas para a UHE Belo Monte.
9.1 Série histórica de 1955
Das avaliações de atendimento à demanda horária realiadas a partir da série
hidrológica de 1955, considerando os cenários de geração eólica e fotovoltaica
estabelecidos, nenhum déficit no atendimento à demanda foi verificado.
A Figura 9-1 e a Figura 9-2, a seguir, apresentam os despachos termoelétricos
das usinas a gás e a óleo combustível, respectivamente, considerando o horário
em que foram observadas as menores folgas de potência do SIN. As barras na cor
mais escura indicam o despacho por ordem de mérito para o atendimento à carga
mensal de energia e as barras na cor clara indicam o despacho termoelétrico
adicional médio para o fechamento da demanda horária. Adicionalmente, há
barras de erro, indicando o maior e o menor montante despachado para o
fechamento da demanda. As linhas pontilhadas nos gráficos indicam o montante
de disponibilidade de potência a cada mês do horizonte.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
64 / 76
Figura 9-1: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda (Série 1955) - Gás
Figura 9-2: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda (Série 1955) – Óleo
combustível
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
65 / 76
Da Figura 9-1 e a Figura 9-2, anteriores, observa-se que apenas houve despacho
termoelétrico adicional no subsistema Nordeste, o que ocorre principalmente nos
cenários de menor disponibilidade de geração eólica. Esses montantes adicionais
se reduzem no último ano em função dos reforços nos limites de intercâmbio
previstos para entrada em operação em 2022 e também pelo fato do despacho
termoelétrico por ordem de mérito já se encontrar em elevados patamares.
A Figura 9-3, a seguir, apresenta o montante estimado do custo total diário de
operação. A parte mais escura do gráfico representa o custo de operação (custo
de geração termoelétrica) resultante da simulação com o programa SUISHI para
o atendimento ao mercado de energia. A parte clara do gráfico representa o
montante do custo de operação médio associado ao despacho termoelétrico
adicional para o pleno atendimento da demanda horária. Como foram simulados
81 cenários de geração eólica/fotovoltaica, as linhas de erro das partes clara das
barras representam o maior e o menor custo.
Figura 9-3: Custo total diário de operação para atendimento à demanda (Série 1955) –
milhões de Reais
Da Figura 9-3, anterior, observa-se que há custos adicionais de geração
termoelétrica principalmente nos meses de verão dos anos da simulação. Esses
meses são aqueles em que há menor disponibilidade de geração eólica no
subsistema Nordeste. Destaca-se que, conforme observado anteriormente, esse
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
66 / 76
subsistema é onde se verificam os maiores montantes de despacho termoelétrico
acima do mérito.
A Figura 9-4, a seguir, apresenta um gráfico do tipo “box-plot” contendo os
encargos resultantes da geração termoelétrica acima do mérito. Esses encargos
foram estimados como a geração termoelétrica multiplicada pela diferença entre o
custo marginal de operação limitado aos valores que formam o Preço de
Liquidação das Diferenças – PLD e o Custo Variável Unitário – CVU de cada uma
das usinas.
Figura 9-4: Encargos diários associados ao atendimento à demanda horária (Série 1955) –
milhões de Reais
Da Figura 9-4, anterior, observa-se que há estimativas de encargos que podem
chegar, para um dia do mês, a montantes da ordem de 25 milhões de Reais.
A Figura 9-5, a seguir, apresenta o gráfico contendo as probabilidades mensais de
montantes de recebimento e/ou fornecimento de potência pela região Nordeste,
destacando-se as situações em que há violação da reserva operativa destinada à
perda de unidades geradoras, desvios de previsão de carga e desvios de previsão
de geração eólica e/ou fotovoltaica.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
67 / 76
Figura 9-5: Probabilidade do Recebimento de Potência pela Região Nordeste (Série 1955)
Da Figura 9-5, anterior, observa-se que nos meses de janeiro a maio de cada ano,
há uma predominância de importação de potência pela região Nordeste (barras
em verde-claro e verde-escuro), com destaque para altas probabilidades de
violação da reserva operativa de potência (barras verde-escuro). Essas
probabilidades de violação podem ser superiores a 60% em diversos meses.
Esses montantes se reduzem no ano de 2022, quando há a previsão de um
conjunto de reforços na transmissão associados à região Nordeste.
9.2 Série histórica de 2016
Assim como na avaliação com a série de 1955, das avaliações de atendimento à
demanda horária realizadas a partir da série hidrológica de 2016, considerando os
cenários de geração eólica e fotovoltaica estabelecidos, nenhum déficit no
atendimento à demanda foi verificado. Entretanto, a baixa disponibilidade de
potência da UHE Belo Monte, em função de suas vazões naturais afluentes,
4%
1%
10
%
28
%
15
%
5%
13
%
28
% 32
%
42
%
1%
26
% 29
% 37
%
8%
27
%
1%
9%
40
%
52
% 58
%
80
%
21
%
4%
14
%
41
%
73
%
67
%
63
% 68
%
3%
38
%
54
%
72
% 72
%
76
%
61
%
67
%
39
%
48
%
39
%
49
%
49
%
47
%
49
%
63
%
66
%
58
% 56
%
51
%
63
%
78
%
38
%
52
%
37
%
51
%
53
%
60
% 56
%
57
%
76
%
63
%
77
%
91
%
62
%
25
%
78
%
45
%
68
%
56
%
45
%
42
%
16
%
69
%
75
%
86
%
40
%
96
%
89
%
57
%
81
%
59
%
27
%
33
%
37
% 32
%
97
%
59
%
46
%
28
%
26
%
14
% 11
%
18
%
61
%
52
%
61
%
51
%
51
%
53
%
51
%
32
%
21
% 15
% 12
% 7%
37
%
22
%
62
%
48
%
63
%
49
%
47
%
14
%
15
%
7%
17
% 10
%
22
%
38
%
75
%
22
%
55
%
32
%
4% 3%
10
%
21
%
60
%
4%
11
%
43
%
19
%
3%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
mai
jun jul
ago
set
ou
tn
ov
dez jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
tn
ov
dez jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
tn
ov
dez jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
tn
ov
dez jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
tn
ov
dez
2018 2019 2020 2021 2022
Pro
bab
ilid
ade
FNE máximo FNE RNE abaixo da reserva Uso da reserva de RNE RNE máximo
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
68 / 76
alteram a operação do subsistema Sudeste/Centro-Oeste, como será apresentado
a seguir.
A Figura 9-6 e a Figura 9-7, a seguir, apresentam os despachos termoelétricos
das usinas a gás e a óleo combustível, respectivamente, considerando o horário
em que foram observadas as menores folgas de potência do SIN. As barras na cor
mais escura indicam o despacho por ordem de mérito para o atendimento à carga
mensal de energia e as barras na cor clara indicam o despacho termoelétrico
adicional médio para o fechamento da demanda horária. Adicionalmente, há
barras de erro, indicando o maior e o menor montante despachado para o
fechamento da demanda. As linhas pontilhadas nos gráficos indicam o montante
de disponibilidade de potência a cada mês do horizonte.
Figura 9-6: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda (Série 2016) - Gás
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
69 / 76
Figura 9-7: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda (Série 2016) – Óleo
combustível
Da Figura 9-6 e a Figura 9-7, anteriores, observa-se que houve despacho
termoelétrico adicional no subsistema Nordeste e, eventualmente, nos
subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte.
A Figura 9-8, a seguir, apresenta o montante estimado do custo total de operação.
A parte mais escura do gráfico representa o custo de operação (custo de geração
termoelétrica) resultante da simulação com o programa SUISHI para o
atendimento ao mercado de energia. A parte clara do gráfico representa o
montante do custo de operação médio associado ao despacho termoelétrico
adicional para o pleno atendimento da demanda horária. Como foram simulados
81 cenários de geração eólica/fotovoltaica, as linhas de erro das partes clara das
barras representam o maior e o menor custo.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
70 / 76
Figura 9-8: Custo total diário de operação para atendimento à demanda (Série 2016) –
milhões de Reais
Da Figura 9-8, anterior, observa-se que há custos adicionais de geração
termoelétrica ao longo de todos os meses dos quatro primeiros anos de simulação
e no primeiro semestre de 2022. Destaca-se que, conforme observado
anteriormente, esse subsistema é onde se verificam os maiores montantes de
despacho termoelétrico acima do mérito.
A Figura 9-9, a seguir, apresenta um gráfico do tipo “box-plot” contendo os
encargos resultantes da geração termoelétrica acima do mérito. Esses encargos
foram estimados como a geração termoelétrica multiplicada pela diferença entre o
custo marginal de operação limitado aos valores que formam o Preço de
Liquidação das Diferenças – PLD e o Custo Variável Unitário – CVU de cada uma
das usinas.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
71 / 76
Figura 9-9: Encargos diários associados ao atendimento à demanda horária (Série 2016) –
milhões de Reais
Da Figura 9-9, anterior, observa-se que há estimativas de encargos que podem
chegar, para um dia do mês, a montantes da ordem de 30 milhões de Reais.
A Figura 9-10, a seguir, apresenta o gráfico contendo as probabilidades mensais
de montantes de recebimento e/ou fornecimento de potência pela região Nordeste,
destacando-se as situações em que há violação da reserva operativa destinada à
perda de unidades geradoras, desvios de previsão de carga e desvios de previsão
de geração eólica e/ou fotovoltaica.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
72 / 76
Figura 9-10: Probabilidade do Recebimento de Potência pela Região Nordeste (Série 2016)
Da Figura 9-10, anterior, observa-se que nos meses de janeiro a maio de cada
ano, há uma predominância de importação de potência pela região Nordeste
(barras em verde-claro e verde-escuro), com destaque para altas probabilidades
de violação da reserva operativa de potência (barras verde-escuro). Essas
probabilidades de violação podem ser superiores a 50% em diversos meses.
Esses montantes se reduzem no ano de 2022, quando há a previsão de um
conjunto de reforços na transmissão associados à região Nordeste.
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
73 / 76
Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 5-1: Previsão de Carga de Energia do SIN 2018/2022
(MWmed) 16
Figura 5-2: Evolução da Capacidade Instalada Total do SIN (MW) 18
Figura 5-3: Atraso na Matriz de Energia Elétrica Contratada do SIN
(MW) 19
Figura 5-4: Potência Atrasada por Fonte – Obras em Construção e
Não Iniciadas 20
Figura 5-5: Distribuição dos Custos Variáveis Unitários por Fonte
[R$/MWh] 21
Figura 5-6: Distribuição das Disponibilidades Máximas por CVU e
Fonte – 2018 21
Figura 5-7: Distribuição das Disponibilidades Máximas por CVU e
Fonte – 2022 22
Figura 5-8: Disponibilidade de Geração Térmica do SIN (MWmed) x
CVU (R$/MWh) 22
Figura 5-9: Configuração Eletroenergética para o PEN 2018 23
Figura 6-1: Evolução dos Armazenamentos, Geração Termoelétrica
e CMO do Sudeste/Centro-Oeste 26
Figura 6-2: Evolução dos Armazenamentos do Nordeste 26
Figura 6-3: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de
Nov/2018 – SE/CO 27
Figura 6-4: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de
Nov/2018 – Nordeste 28
Figura 6-5: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 20%
EARmáx em Nov/19 - SE/CO 29
Figura 6-6: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 30%
EARmáx em Nov/19 - SE/CO 30
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
74 / 76
Figura 6-7: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 20%
EARmáx em Nov/19 – NE 31
Figura 6-8: NSPU e ENA Dez/18-Abr/19 Necessários para 30%
EARmáx em Nov/19 – NE 31
Figura 6-9: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas -
Sudeste/Centro-Oeste 32
Figura 6-10: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de
Abril/2019 – SE/CO 33
Figura 6-11: Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a
ENA média do Período Úmido de 2019 – Sudeste/Centro-
Oeste 34
Figura 6-12: Energia Armazenada Final - 2.000 séries sintéticas –
Nordeste 35
Figura 6-13: Curva de Permanência do Armazenamento no Final de
Abril/2019 – Nordeste 36
Figura 6-14: Comparação dos Armazenamentos em abril/19 com a
ENA média do Período Úmido de 2019 – Nordeste 37
Figura 7-1: Diagrama esquemático do sistema das usinas
hidroelétricas do rio São Francisco 42
Figura 7-2: Evolução das defluências mínimas das UHEs
Sobradinho e Xingó (fonte ANA) 43
Figura 7-3: Evolução do armazenamento do reservatório da UHE
Sobradinho 44
Figura 7-4: Sistema Planejado para 2018 x Sistema em Operação em
2018 47
Figura 7-5: Capacidade Instalada e Prevista de Eólicas no SIN 48
Figura 7-6: Percentual de Atendimento a Demanda do Nordeste por
Geração Eólica (Dados Horários - 01/01/2015 a
31/12/2016) 49
Figura 7-7: Percentual de Atendimento a Demanda do Nordeste por
Geração Eólica (Dados Horários - 01/01/2017 a
30/06/2018) 49
Figura 7-8: Fator de Capacidade da geração eólica (Março de 2017 e
Março de 2018) 50
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
75 / 76
Figura 7-9: Participação Instantânea da Geração Eólica no
Atendimento à Carga NE 51
Figura 7-10: Atendimento Energético à Região Nordeste 52
Figura 7-11: Custo Variável Unitário das termelétricas disponíveis
no Nordeste 53
Figura 7-12: Parque termelétrico do Subsistema Nordeste e CVU 56
Figura 8-1: Alocação da Geração do Complexo Madeira e Belo
Monte na Curva de Carga 60
Figura 9-1: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda
(Série 1955) - Gás 64
Figura 9-2: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda
(Série 1955) – Óleo combustível 64
Figura 9-3: Custo total diário de operação para atendimento à
demanda (Série 1955) – milhões de Reais 65
Figura 9-4: Encargos diários associados ao atendimento à demanda
horária (Série 1955) – milhões de Reais 66
Figura 9-5: Probabilidade do Recebimento de Potência pela Região
Nordeste (Série 1955) 67
Figura 9-6: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda
(Série 2016) - Gás 68
Figura 9-7: Despacho termoelétrico para o atendimento à demanda
(Série 2016) – Óleo combustível 69
Figura 9-8: Custo total diário de operação para atendimento à
demanda (Série 2016) – milhões de Reais 70
Figura 9-9: Encargos diários associados ao atendimento à demanda
horária (Série 2016) – milhões de Reais 71
Figura 9-10: Probabilidade do Recebimento de Potência pela Região
Nordeste (Série 2016) 72
ONS RE DPL-REL-0236/2018 - PLANO DA OPERAÇÃO ENERGÉTICA 2018/2022 PEN 2018 –
SUMÁRIO EXECUTIVO
76 / 76
Tabelas
Tabela 5-1: Resumo da Evolução da Matriz de Energia Elétrica (MW)
- 31/dez 17
Tabela 6-1: Riscos de Déficit de Energia (%) – Avaliação
Estrutural 38
Tabela 6-2: Custos Marginais de Operação (R$/MWh) – Análise
Estrutural 39
Tabela 7-1: Vazão na Cascata do São Francisco x Nº Mínimo de
Máquinas Sincronizadas 45
Tabela 7-2: Término de suprimento das usinas contratadas por
meio do 1º ao 7º LEN 55
Tabela 7-3: Carga de demanda (MWh/h) 57
Tabela 7-4: Demanda Instantânea (MW) 57
Tabela 7-5: Permanência do Fator de Capacidade 58
Tabela 7-6: Recursos de geração eólica considerados 59
Tabela 7-7: Geração térmica para atendimento à demanda do
Nordeste em 2022 59